EA012979B1 - Способ повышения нефтеотдачи продуктивного пласта - Google Patents
Способ повышения нефтеотдачи продуктивного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- EA012979B1 EA012979B1 EA200900318A EA200900318A EA012979B1 EA 012979 B1 EA012979 B1 EA 012979B1 EA 200900318 A EA200900318 A EA 200900318A EA 200900318 A EA200900318 A EA 200900318A EA 012979 B1 EA012979 B1 EA 012979B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- oil
- oxygen
- reservoir
- gas
- oil recovery
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 9
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 57
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 30
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 30
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 28
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims abstract description 20
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 230000037427 ion transport Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 27
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 18
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 12
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 6
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 29
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 5
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 abstract 3
- 235000011089 carbon dioxide Nutrition 0.000 abstract 3
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 53
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 16
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 230000008569 process Effects 0.000 description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 10
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 4
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 4
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 4
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 2
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052581 Si3N4 Inorganic materials 0.000 description 1
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N ZrO2 Inorganic materials O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 1
- YEJAJYAHJQIWNU-UHFFFAOYSA-N azelastine hydrochloride Chemical compound Cl.C1CN(C)CCCC1N1C(=O)C2=CC=CC=C2C(CC=2C=CC(Cl)=CC=2)=N1 YEJAJYAHJQIWNU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 238000009933 burial Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005524 ceramic coating Methods 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N furosemide Chemical compound C1=C(Cl)C(S(=O)(=O)N)=CC(C(O)=O)=C1NCC1=CC=CO1 ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052746 lanthanum Inorganic materials 0.000 description 1
- FZLIPJUXYLNCLC-UHFFFAOYSA-N lanthanum atom Chemical compound [La] FZLIPJUXYLNCLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 description 1
- 230000036284 oxygen consumption Effects 0.000 description 1
- -1 oxygen ions Chemical class 0.000 description 1
- RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);zirconium(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[Zr+4] RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001007 puffing effect Effects 0.000 description 1
- 239000011214 refractory ceramic Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N silicon carbide Chemical compound [Si+]#[C-] HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 description 1
- HQVNEWCFYHHQES-UHFFFAOYSA-N silicon nitride Chemical compound N12[Si]34N5[Si]62N3[Si]51N64 HQVNEWCFYHHQES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 1
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
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
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
- E21B41/0057—Disposal of a fluid by injection into a subterranean formation
- E21B41/0064—Carbon dioxide sequestration
-
- 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
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/70—Combining sequestration of CO2 and exploitation of hydrocarbons by injecting CO2 or carbonated water in oil wells
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для совместного производства электроэнергии и добычи нефти с использованием продуктов многофункциональной энергетической установки. Основной задачей настоящего изобретения является повышение нефтеотдачи путем активного воздействия на пласт. Предлагаемый способ позволяет производить все известные на сегодня агенты такого воздействия: углекислый газ, пар, кислород. Поставленная задача достигается способами увеличения нефтеотдачи пласта, заключающимися в закачке в нефтяную залежь продуктов деятельности многофункциональной энергетической установки с поршневым двигателем, функционирующим на природном газе, включающей мембранный реактор с керамическими ионно-транспортными мембранами из окислов металлов. Продуктами многофункциональной энергетической установки являются пар, кислород и углекислый газ. Посредством регулирования соотношения объемов закаченного СОи пластовой нефти и давления нагнетания создают техногенную ретроградную газожидкостную систему, позволяющую увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта за счет растворения нефти в углекислом газе.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для совместного производства электроэнергии и добычи нефти с использованием продуктов многофункциональной энергетической установки.
Известны многочисленные методы увеличения коэффициента нефтеотдачи в нефтяных залежах путем закачки в продуктивные пласты углекислого газа. В основу этих методов заложен физикохимический процесс интенсивного растворения СО2 в пластовой нефтегазовой смеси, в результате которого происходит существенное снижение вязкости пластовой нефти, улучшение ее фильтрационных свойств и вследствие этого - интенсивное продвижение к забою эксплуатационных скважин.
Очевидно, что для реализации этого процесса необходимы значительные объемы СО2, природные залежи которого чрезвычайно редки, а его концентрация в составе многочисленных природных газов, как правило, весьма низкая.
Данная проблема является важной с двух точек зрения: экономической и экологической. Возможность увеличения добычи нефти представляется рентабельной только, если существует недорогой источник углекислого газа. С другой стороны, выбросы СО2 из существующих электростанций должны быть уменьшены в соответствии с известным Киотским протоколом. Следовательно, создание Нулевого Комплекса является целью промышленной экологии - использовать «отходы» одного процесса как исходный материал для другого процесса.
Инжекция углекислого газа в нефтяные скважины как метод повышения нефтеотдачи успешно применена в 1972 г. в США, где она действует сейчас во многих штатах и считается, что она может дать повышение нефтяных резервов на 1 млрд баррелей при получении СО2 из природных подземных источников. В 2000 г. реализован первый крупный проект с технологическим получением СО2, как продукта газификации угля, и его транспортом по трубопроводу на 204 мили из США в Канаду для дополнительной добычи 130 млн баррелей в течение 25 лет (проект Вейбурн).
Много различных схем и циклов энергоустановок, совместно производящих электроэнергию и углекислый газ, рассмотрено в книгах ΥαηΙονδΚίί Е. Еиетду аиб Ехетду СштеиК ЫОУА 8с1.РиЬ1. ΝΥ, 1994; Ооййсйет О., Еиетдейк бет КоЫеибюх1бшскйа11иид, Кеюйе 6, № 421, УЭ1 УотксйиидкЬепсЫе, ЭиккеНогЕ 1999). Основным стимулом в их разработке было стремление к чистой (безвыбросной) энергетике на органическом ископаемом топливе. Было показано, что не само органическое топливо делает энергетику «нечистой», а устаревший способ его сжигания, что выбросы в атмосферу можно полностью устранить, если естественный окислитель (воздух) заменить искусственным окислителем, в котором место инертного азота займет инертный диоксид углерода или водяной пар. При этом продукты сгорания - это те же пар или СО2, они легко становятся жидкими и тысячекратно уменьшаются в объеме (АаШо\'8к| Е., ОоткИ 1., МсСо\гегп 1., (еиЕкйоГ 1. 2ето Ешэккюи Еие1 Ейеб Ро\тег Р1аШ \νί11ι 1ои Ттаикрой МешЬтаие. 2иб Аиииа1 СоиГегеисе ои СагЬои кедиекйийои, 5-8 Мау, 2003, А1ехаибпа УА, И8А).
Первая в мире демонстрационная безвыбросная электростанция мощностью 5 МВт с заменой азота водяным паром введена в эксплуатацию в марте 2005 г. американской фирмой Клин Энержи Системе. В проекте предусмотрено применение полученного СО2 для повышения нефтеотдачи в ближайшей скважине (Аибегкои К..,Ооу1е 8., Ргоикке К. Пешои81тайои аиб сотшетаай/айои оГ 2ето Ешэккюи Ро\тег Р1аи1, 29 СоиГ. Ои Соа1 ИйН/айои, 18-22 Арг., 2004, С1еагпа1ег И8А).
Кислород предполагается получать криогенным методом с использованием азота в дополнительном цикле, утилизирующем сбросное тепло.
Наиболее продвинутым проектом безвыбросной установки с ИТМР (ионно-транспортный мембранный реактор) является АЗЕП компании Альстом, Норск Хайдро, Сименс с группой более мелких участников (8ш1бс.|Ш81 8., Еск1ииб Н. А2ЕР-аи ЕС Гиибеб рго)ес1 Гог беνе1οршеиΐ оГ а ССОТ ро\тег р1аШ \\'Ц1юШ СО2 еш188юи. 411' №гбю Мйикутрокшт ои СО2 Сар1иге аиб 81отаде, Екроо, Ет1аиб, 8-9 8ер1., 2005).
Здесь используется ИТМР типа «монолит», его активная часть изготовляется методом экструзии, химический состав которой не публикуется. Особенность проекта - объединение ИТМР и камеры сгорания, что позволяет использовать обычную газовую турбину на нагретом в реакторе воздухе.
В России получение СО2 как продукта при работе безвыбросных электростанций и использование его для повышения нефтеотдачи также давно известно. Схема такой электростанции с турбинами на СО2 и мнение экспертов-нефтяников о полезности закачки СО2 приведены в 1992 г. (Янтовский Е.И. Дым уходит под землю. Углекислый газ повысит нефтедобычу, а не парниковый эффект. Наука и жизнь. № 11, 1992): «Метод вытеснения нефти углекислым газом в значительной мере испытан в промысловых условиях. С ним связаны важные перспективы повышения нефтеотдачи пластов...».
Известны методы повышения нефтеотдачи путем закачки в пласт углекислого газа и водяного пара высокого давления, а также кислорода для организации процесса горения нефти в пласте. Широкое применение этих методов сдерживается высокими ценами при получении указанных агентов воздействия на пласт из разных источников, зачастую далеких от пласта.
Известны попытки создания единого источника энергоснабжения нефтепромысла от одного источника с собственной первичной энергией в виде попутного газа (Е. Υаηΐον8к^^, О. Са11, Ь. Е-тбс-ЦЙкк
1. ТгуддкЫб, К.А. Маккий, Κ.Ν. Ζνадο18ку, У.А. Оаν^^1еηкο ОСПОРИ8 рго)ес1 Ой Еηйаηсешеиΐ СагЬои
- 1 012979
Όίοχίάβ Охудеп Ро\усг ишует8а1 8ирр1у. ЕЬО^ЕВ8'94, Ргосеебтдк οί (Нс Иогепсе \Уог1б Епегду Векеатсй кутрокшт, Пгепхс.11а1у. 1994, р 697-706), цитируем перечисление «новая установка энергоснабжения, способная производить все, что нужно для повышения нефтеотдачи, мощность, СО2, азот, кислород, острый пар и горячую воду». К недостаткам можно отнести устаревший, громоздкий и дорогой криогенный способ получения кислорода и применение турбин на углекислом газе, не выпускаемых до сих пор.
Основной задачей настоящего изобретения является повышение нефтеотдачи путем активного воздействия на нефтенасыщенный пласт. Предлагаемый способ позволяет производить все известные на сегодня агенты такого воздействия:
жидкий (сверхкритический) СО2, снижающий вязкость нефти при растворении;
водяной пар, снижающий вязкость нефти за счет повышения температуры;
кислород для частичного сжигания нефти на забое, которое сопровождается значительным повышением температуры;
электроэнергию для подачи на забой высоковольтным кабелем.
Естественно, вырабатываемая электроэнергия может быть использована для питания нефтяных насосов, электробуров, насосов промывочной жидкости и других нужд промыслов. Извлечение нефти в растворе с СО2 потребует отделения СО2 от нефти и его захоронения для предотвращения выброса в атмосферу. Комбинированная выработка всех агентов в одной форсированной установке (устройстве) обеспечивает минимальные капитальные и текущие затраты по сравнению с раздельной выработкой на разных установках.
Используется новый способ разделения воздуха с получением чистого кислорода в ИТМР. В качестве основного двигателя используется широко применяемый на нефтепромыслах поршневой двигатель либо двигатель по циклу Отто или Дизель.
Увеличение нефтеотдачи пласта достигается посредством закачки углекислого газа, вырабатываемого многофункциональной энергетической установкой с поршневым двигателем, функционирующим на природном газе, включающей в себя мембранный реактор с керамическими ионно-транспортными мембранами из окислов металлов, в нефтяную залежь, где посредством регулирования соотношения объемов закаченного СО2 и пластовой нефти и давления нагнетания создают техногенную ретроградную газожидкостную систему, позволяющую увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта, главным образом за счет растворения нефти в углекислом газе и ее движения на поверхность в газообразном состоянии.
Поставленная задача достигается также закачкой в нефтяную залежь двух других продуктов деятельности предложенной многофункциональной энергетической установки.
Основным преимуществом поршневого двигателя по сравнению с турбиной является значительно более высокий КПД при требуемом уровне мощности в несколько мегаватт. Ни одна из газовых турбин в простом цикле (без паротурбинной части) не имеет КПД выше 30%, тогда как поршневой двигатель Вяртсиля 12У34 80 на природном газе (с электрогенератором) имеет электрический КПД 46% при мощности 4040 кВт. Если же двигатель форсировать (δΐιοίοίον Μ., ΥαπΙονδίί Е. Еогсшд οί 2сто Етщкюпк РМоп Епдше Ьу Охудеп Еппсйтеп! т МстЬгапс РеасЮг. 5'1' Аппиа1 СопЕ Оп СатЬоп 8ес.|ие51га1юп. Л1ехапбпа УА.И8А, рарег 012, 8-11 Мау, 2006) путем увеличения доли кислорода, как предусмотрено в настоящем предложении, то КПД может вырасти еще на 5-10 процентных пунктов.
Получение механической мощности для привода электрогенератора из химической энергии горючего происходит путем выделения теплоты при реакции горения в цилиндре двигателя
СН4 + 2О2 => СО2 + 2Н2О + 800 кДж/моль или 800/16 = 50 кДж/г метана.
При полном сгорании в стехиометрической смеси образуются только углекислый газ и водяной пар. В отличие от обычных двигателей выхлопные газы не содержат азота, удаленного в мембранном реакторе. Максимальная температура горения определяется долей кислорода в горючей смеси.
Мембранные реакторы разрабатываются многими фирмами. Как пример, ниже приводим конструкцию реактора «вафельного» типа фирмы Аир Продактс (США)/, производящий чистый кислород из воздуха с давлением 10-20 бар и температурой 800 -900°С (Лгшйгопд Р., Зогепкеп 1., Еойег Т. ΙΤΜ Охудеп, Ргодгекк герой, ОакШсайоп Тесйпо1од1е8, 12-15 Ос!., 2003). Тонкий слой собственно мембраны толщиной в доли миллиметра нанесен на прочную пластину из пористой огнеупорной керамики. Собственно мембрана не пориста, она обладает ионной и электронной проводимостью при температуре 800-1000°С и состоит из окислов металлов, таких как лантан, стронций, железо, кобальт, медь.
Кислород из воздуха адсорбируется на поверхности, его двухатомная молекула распадается на атомы, присоединяющие по два электрона и мигрирующие как двухзарядные ионы сквозь мембрану. Электроны остаются внутри керамики и мигрируют обратно, а нейтральные атомы кислорода рекомбинируют в молекулы и образуют поток чистого кислорода из реактора. Движущей силой потока ионов кислорода служит разность парциальных давлений кислорода до и после мембраны. Изменяя разность давлений, можно соответственно изменять поток кислорода.
Длительные испытания подтвердили стойкость мембран и расчетную плотность потока кислорода около 1 г/м2-с.
Ни в одной из публикаций до настоящего времени не предлагалось использовать ИТМР с форсированным поршневым двигателем для получения СО2 с закачкой в нефтяную залежь или для получения
- 2 012979 других агентов воздействия на пласт с целью повышения нефтеотдачи.
Схема такой установки приведена на чертеже фигуры, где УМ - поршневой двигатель, Н1, Н2 - теплообменники, ЛМК - мембранный реактор, 8В - паровой котел, В2, КЗ, К4 -радиаторы-охладители, №тттеплота механических потерь, М1 - смеситель, КИ - муфта сцепления, АВ - разделитель потока СО2, № эффективная мощность, отданная электрогенератору, XV8 - отделитель воды, Т - воздушная турбина, С - воздушный компрессор.
Потоки на схеме: 1 - вход горючей смеси, 2 - газы из двигателя, 3-4 - охлажденные газы, 5 - СО2 и Н2О, 6 - обезвоженный СО2, 7 - рециркуляция СО2, 8 - вал турбокомпрессора, 9 - отвод СО2 из цикла, 10 - инжекция водяного пара, 11 - вход горючего газа, 12 - отбор технологического кислорода, 13 - редуктор, 14 - охлаждающая вода, 15 - газовая сеть, 16 - компрессор горючего газа, 17 - отвод воды, 18 - вход воздуха из атмосферы, 19 - сжатый воздух, 20 - нагретый сжатый воздух, 21 - воздух, отдавший кислород, 22 - воздух на выходе в атмосферу, 23 -воздух, нагретый в Н2, 24 - воздух на входе в паровой котел, 25 - сжижение СО2 для инжекции, 26 - аккумулятор конденсированной воды, 27 - кислород из реактора, 28 - кислород из теплообменника, 29 - холодный кислород в смеситель.
В предлагаемой схеме (см. фигуру) снабжение реактора нагретым сжатым воздухом производится турбокомпрессором Т-С на отдельном высокооборотном валу, подобно применяемым для турбонаддува дизелей. Воздух, выбрасываемый из турбины, не содержит никаких продуктов сгорания, он совершенно безвреден для атмосферы. При регулировании потока кислорода можно изменять его молярную долю в смесителе, увеличивая ее до пределов стойкости цилиндра, поршня и клапанов при повышении температуры. Известные методы нанесения керамических покрытий из карбида кремния, нитрида кремния, двуокиси циркония позволяют форсировать поршневые двигатели в предлагаемой системе.
Для регулирования предусмотрена система поворотных лопаток на входе воздуха в турбину и в компрессор. Поворот лопаток изменяет давление воздуха, нагнетаемого в мембранный реактор, а следовательно, поток кислорода и его мольную долю в горючей смеси. В таблице ясно показано изменение мощности с ростом доли кислорода при соответственном росте расхода горючего.
Описание работы предлагаемого устройства
1) Основной цикл.
Горючим служит свободный или попутный газ. Если его давление в сети 15 недостаточно, оно повышается в компрессоре 16 с электроприводом. Газ смешивается в смесителе с углекислым газом из потока 7 и кислородом из 29, образуя горючую смесь, поступающую в поршневой двигатель на всос цилиндров с электрическим зажиганием. После сжатия, сгорания и расширения с производством полезной работы из двигателя выходят выхлопные газы, состоящие из СО2, Н2О и особенно вредных примесей, которые в обычных двигателях выбрасываются в атмосферу. В данной схеме изначально не содержащие азота выхлопные газы потоком 2 поступают в нагреватель Н2, отдавая тепло уходящему воздуху, затем в нагреватель Н1, нагревая входящий воздух, затем в потоке 28 охлаждаются в радиаторе-охладителе и потоком 5 поступают в отделитель воды. При температуре охлаждающей воды 14 вода в продуктах сгорания конденсируется и в жидком виде отводится из цикла. Возможна ее рециркуляция для повышения мощности в турбине или цилиндре двигателя. Но в любом случае стационарного режима вся вода от сгорания водорода в газе выводится из цикла в 17. Ее также можно использовать как питательную воду парового котла для инжектирования пара в 10.
Обезвоженный СО2 потоком 6 поступает в разделитель. Меньшая его часть, равная количеству СО2 от сгорания углерода в газе, отводится потоком 9, сжижается путем сжатия и охлаждения в 25 и поступает в инжекционную скважину. Большая часть рециркулирует по линии 7 обратно в цикл для образования горючей смеси, в которой СО2 играет роль удаленного азота.
Чистый кислород, полученный в мембранном реакторе 27, потоком 28 поступает в охладитель и затем 29 в смеситель, образуя горючую смесь. Если для повышения нефтеотдачи применяется сжигание нефти на забое путем инжекции кислорода, его отводят в 12.
2) Вспомогательный цикл.
Атмосферный воздух 18 сжимается в компрессоре и поступает по 19 в нагреватель Н1, а затем в мембранный реактор по линии 20. Отдав примерно 70% кислорода, воздух (в основном азот) по 21 нагревается в Н2 и по 23 поступает в воздушную турбину, не только приводящую компрессор на валу 8, но и дающую добавочную механическую мощность для привода электрогенератора через редуктор 13 и обгонную муфту. Для повышения мощности перед турбиной предусмотрен впрыск воды из бака - аккумулятора 26. Воздух после турбины 24 еще достаточно нагрет, чтобы получать пар в котле для закачки в скважину 10. После котла воздух выбрасывается в атмосферу. Никаких продуктов сгорания он не содержит и поэтому совершенно безвреден.
- 3 012979
Результаты расчета.
Для расчета (см. таблицу) выбран типичный поршневой двигатель с искровым зажиганием и наименьшей номинальной мощностью 100 кВт, чтобы расчет был представительным. При большей мощности показатели улучшаются. Диаметр цилиндра и ход поршня одинаковы - 0,092 м, степень сжатия 16, число цилиндров - 6, коэффициент наполнения - 0,85. Температура в точках 29, 6, 7, 9, 17 равна 313К.
Молярная доля кислорода | 0.209 , | 0.30 | 0.40 | 0.50 |
Расход метана, моль/с | 0.3885 | 0.5356 | 0.6844 | 0.8213 |
Расход кислорода, моль/с | 0.777 | 1.0712 | 1.3688- | 1.6426 |
Индикаторная мощность, кВт | 112.07 | 150.84 | 188.58 | 222.26 |
Эффективная мощность, кВт | 106.57 | 161.6 | 215.64 | 264.12 |
Мощность турбины, кВт | 68.2. | 87.07 | 106.0 | 123.2 |
Мощность компрессора, кВт | 41.44 | 42.94 | 44.44. | 45.83 |
кпд,% | 34.19 | 37.61 | 39.27 | 40.05 |
Произведено СО2, кг/час | 61.54 | 84.84 | 108.41 | 130.09 |
Т(2), К | 1187 | 1508 | 1831 | 2124 |
Т(3),К | 1172 | 1297 | 1306 | 1314 |
Т(21), К | 1152 | 1273 | 1273 | 1273 |
Т(24), К | 830 | 1072 | 1319 | 1575 |
Из таблицы видно, что повышение концентрации кислорода приводит к важным последствиям. Наряду с ростом КПД на 6 абс.%, мощность возрастает более чем вдвое и, соответственно, возрастает производство углекислого газа. Подобное форсирование является существенной частью настоящего предложения.
Рост температуры уходящего воздуха приближает ее к температуре в технологических котлах, что позволяет использовать стандартные котлы для производства пара высоких параметров, закачиваемого в скважину.
Однако одновременно повышение температуры вызывает требование защиты двигателя тугоплавким покрытием поверхности поршня и цилиндра. Такие покрытия хорошо известны.
Геолого-промысловые предпосылки реализации предлагаемого способа.
Особенности процесса воздействия нагнетаемого СО2 на нефтегазовую залежь зависят от его агрегатного состояния.
В случае превышения пластовых температур над критической температурой углекислого газа, а это наиболее вероятная ситуация в природных условиях, имеет место надкритическое газообразное состояние. В этом варианте СО2, обладающий исключительной растворяющей способностью по отношению к углеводородным жидкостям при прямом растворении в пластовой нефти, снижает ее вязкость и резко повышает фильтрационные возможности, а при избыточных объемах (по отношению к свободной нефти) растворяет нефть, приводя ее в газообразное состояние (ретроградное испарение).
В предлагаемом способе учитывается механизм ретроградного испарения нефти в газообразном СО2, т.е. процесс формирования техногенной газоконденсатной системы, которая затем через систему добывающих скважин подается в сепарационные установки на поверхности, где происходит процесс ретроградной конденсации смеси с разделением на жидкую фазу (нефть) и газообразную (СО2).
Существование газоконденсатных (газожидкостных) систем, для которых характерен процесс ретроградного испарения, хорошо известно в данной области техники (см., например, В.В. Доценко. Геохимия газа. Происхождение нефти и газа., Ростов-на-Дону, 2001, с. 19-20).
Известно множество работ по изучению в камерах РУТ ретроградного растворения (обратного испарения) свободной нефти в углеводородных газах и СО2, в которых изучали основные параметры, регулирующие этот процесс: давление в системе и исходное соотношение в ней газообразных и жидких углеводородов (см., например, Жузе Т.П. и др. Об оценке соотношения объемов газовой и жидкой фаз в нефтегазоконденсатных залежах по данным лабораторных исследований. Геология нефти и газа, 1961, № 7; Мартос В.Н. и др. Фазовое поведение газоконденсатной системы при разбавлении ее азотом и углекислым газом. Информ. Сборник НГД ПО «Рекомендуемые разработки для внедрения в нефтяной промышленности», 1990, № 11. Кушниров В.В. и др. Новые экспериментальные данные об агрегатном состоянии газообразных и жидких углеводородов в области высоких давлений и температур. Доклады АН Республики Узбекистан, 1993, № 1).
Аналогичные процессы, происходящие в природных углеводородных газожидкостных системах, рассмотрены в работах С. Закса «Увеличение нефтеотдачи частично истощенного пласта путем нагнетания в него газов высокого давления». Известия АН СССР, № 9, 1955, В. Кушнирова «Формирование рет- 4 012979 роградных газожидкостных систем и прогноз нефтеносности в зонах их распространения». Диссертация на соискание ученой степени доктора геол.-минерал. наук. М., 1989, а также патент ЕА 005023.
В соответствии с предшествующим уровнем техники на практике о факте создания техногенной ретроградной газожидкостной системы судят по результатам замеров в контрольных скважинах, когда продукт, получаемый в контрольной скважине, представляет собой свободный газ с конденсатом (высококипящими углеводородами) (патент ЕА 005023, колонка 3, абзац 2).
Эффективность этого процесса будет определяться системой размещения нагнетательных и добывающих скважин, соотношением объемов закачиваемого в нефтяную залежь СО2 и свободной нефти, пластовой температурой и давлением закачки.
Предлагаемый способ откладывает на определенный период времени разработку сформированной техногенной газоконденсатнонефтяной залежи (этот период рассчитывается), однако значительно увеличивает нефтеотдачу продуктивных пластов.
Claims (6)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ увеличения нефтеотдачи пласта посредством закачки углекислого газа, вырабатываемого многофункциональной энергетической установкой с поршневым двигателем, функционирующим на природном газе, включающей мембранный реактор с керамическими ионно-транспортными мембранами из окислов металлов, в нефтяную залежь, где посредством регулирования соотношения объемов закаченного СО2 и пластовой нефти и давления нагнетания создают техногенную ретроградную газожидкостную систему, позволяющую увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта за счет растворения нефти в углекислом газе.
- 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют форсированный поршневой двигатель с окислителем в виде смеси кислорода с рециркулирующими продуктами сгорания.
- 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что для функционирования поршневого двигателя используют кислород, полученный путем выделения его из воздуха с помощью ионно-транспортного мембранного реактора.
- 4. Способ по одному из пп.1-3, отличающийся тем, что в мембранный реактор подают нагретый сжатый воздух от турбокомпрессора, при этом выходящий из турбокомпрессора воздух нагревают теплом от рециркулирующих продуктов сгорания поршневого двигателя.
- 5. Способ по одному из пп.1-4, отличающийся тем, что для разогрева пласта и снижения вязкости нефти в залежь закачивают кислород, необходимый для частичного сжигания нефти в призабойной зоне.
- 6. Способ по одному из пп.1-5, отличающийся тем, что в скважину закачивают отводимый от многофункциональной установки водяной пар.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PCT/AZ2006/000008 WO2008077200A1 (fr) | 2006-12-27 | 2006-12-27 | Procédé pour augmenter de rendement d'une formation pétrolière productrice |
AZA20060256 | 2006-12-27 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200900318A1 EA200900318A1 (ru) | 2009-06-30 |
EA012979B1 true EA012979B1 (ru) | 2010-02-26 |
Family
ID=39562041
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200900318A EA012979B1 (ru) | 2006-12-27 | 2006-12-27 | Способ повышения нефтеотдачи продуктивного пласта |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP2096257A4 (ru) |
EA (1) | EA012979B1 (ru) |
WO (1) | WO2008077200A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2705055C2 (ru) * | 2014-10-15 | 2019-11-01 | Веолия Уотер Солюшнз Энд Текнолоджиз Саппорт | Обработка пластовой воды, в частности, полученной в способе химического повышения нефтеотдачи с использованием полимеров для повышения вязкости |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9540918B1 (en) | 2015-09-01 | 2017-01-10 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Solar power and ion transport-based enhanced oil recovery system and method |
US11905817B2 (en) | 2021-12-16 | 2024-02-20 | Saudi Arabian Oil Company | Method and system for managing carbon dioxide supplies using machine learning |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2187632C2 (ru) * | 2000-11-13 | 2002-08-20 | Поляков Виктор Иванович | Способ и устройство для извлечения нефти из залежи |
RU2208138C1 (ru) * | 2001-12-20 | 2003-07-10 | Западинский Алексей Леонидович | Комплекс для разработки нефтяного или газоконденсатного месторождения (варианты) |
RU2003111161A (ru) * | 2000-09-20 | 2004-08-27 | Тейкокуойл Ко., Лтд. (Jp) | Способ частичного окисления метана с использованием плотной керамической мембраны с селективной проницаемостью для кислорода |
Family Cites Families (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5447555A (en) * | 1994-01-12 | 1995-09-05 | Air Products And Chemicals, Inc. | Oxygen production by staged mixed conductor membranes |
NO308400B1 (no) * | 1997-06-06 | 2000-09-11 | Norsk Hydro As | Kraftgenereringsprosess omfattende en forbrenningsprosess |
WO2002095852A2 (en) * | 2001-05-24 | 2002-11-28 | Clean Energy Systems, Inc. | Combined fuel cell and fuel combustion power generation systems |
WO2004046523A2 (en) * | 2002-11-15 | 2004-06-03 | Clean Energy Systems, Inc. | Low pollution power generation system with ion transfer membrane air separation |
-
2006
- 2006-12-27 WO PCT/AZ2006/000008 patent/WO2008077200A1/ru active Application Filing
- 2006-12-27 EA EA200900318A patent/EA012979B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-12-27 EP EP06851083A patent/EP2096257A4/en not_active Withdrawn
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2003111161A (ru) * | 2000-09-20 | 2004-08-27 | Тейкокуойл Ко., Лтд. (Jp) | Способ частичного окисления метана с использованием плотной керамической мембраны с селективной проницаемостью для кислорода |
RU2187632C2 (ru) * | 2000-11-13 | 2002-08-20 | Поляков Виктор Иванович | Способ и устройство для извлечения нефти из залежи |
RU2208138C1 (ru) * | 2001-12-20 | 2003-07-10 | Западинский Алексей Леонидович | Комплекс для разработки нефтяного или газоконденсатного месторождения (варианты) |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Rukovodstvo po proektirovaniyu i primeneniyu metoda zavodneniya s CO * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2705055C2 (ru) * | 2014-10-15 | 2019-11-01 | Веолия Уотер Солюшнз Энд Текнолоджиз Саппорт | Обработка пластовой воды, в частности, полученной в способе химического повышения нефтеотдачи с использованием полимеров для повышения вязкости |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP2096257A1 (en) | 2009-09-02 |
EP2096257A4 (en) | 2011-06-22 |
WO2008077200A1 (fr) | 2008-07-03 |
EA200900318A1 (ru) | 2009-06-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN113544372A (zh) | 氨分解设备、具备该氨分解设备的燃气轮机成套设备、氨分解方法 | |
US9689309B2 (en) | Systems and methods for carbon dioxide capture in low emission combined turbine systems | |
CA2441272C (en) | Method for developing a hydrocarbon reservoir (variants) and complex for carrying out said method (variants) | |
US7337612B2 (en) | Method for the utilization of energy from cyclic thermochemical processes to produce mechanical energy and plant for this purpose | |
US20110042968A1 (en) | Method and plant for combined production of electric energy and water | |
EA023216B1 (ru) | Системы и способы производства электроэнергии при низких уровнях выбросов и извлечения углеводородов | |
CA2751186C (en) | Zero emission steam generation process | |
WO2005010129A2 (en) | Method for natural gas production | |
EA029181B1 (ru) | Система и способ контроля стехиометрического горения в турбинных системах с низкими выбросами | |
TW201217630A (en) | Low emission triple-cycle power generation systems and methods | |
AU2015261049B2 (en) | Power plant with zero emissions | |
WO2020189575A1 (ja) | アンモニア分解設備、これを備えるガスタービンプラント、アンモニア分解方法 | |
CA2984020A1 (en) | Method for utilization of the inner energy of an aquifer fluid in a geothermal plant | |
EA023673B1 (ru) | Система и способ для низкоэмиссионного производства электроэнергии и извлечения углеводородов | |
WO2008097295A2 (en) | Combustion of water borne fuels in an oxy-combustion gas generator | |
CN1551946A (zh) | 用于获得最大功率输出的燃气轮机燃料进口温度控制方法 | |
US20140374109A1 (en) | Enhanced Carbon Dioxide Capture in a Combined Cycle Plant | |
US20150344770A1 (en) | System and method for producing carbon dioxide for use in hydrocarbon recovery | |
EA012979B1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи продуктивного пласта | |
US20220290064A1 (en) | Supercritical Water Gasification Process | |
CN87102224A (zh) | 利用逸出石油气进行深孔三元采油的方法 | |
RU2433255C1 (ru) | Способ разработки месторождения газовых гидратов | |
RU2490440C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
RU2208138C1 (ru) | Комплекс для разработки нефтяного или газоконденсатного месторождения (варианты) | |
RU2181159C1 (ru) | Комплекс для разработки залежей углеводородного сырья (варианты) |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY MD |
|
PC4A | Registration of transfer of a eurasian patent by assignment | ||
PC4A | Registration of transfer of a eurasian patent by assignment | ||
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ KG TJ TM RU |