EA013019B1 - Добыча сырой нефти способом нагнетания дымового газа - Google Patents
Добыча сырой нефти способом нагнетания дымового газа Download PDFInfo
- Publication number
- EA013019B1 EA013019B1 EA200602090A EA200602090A EA013019B1 EA 013019 B1 EA013019 B1 EA 013019B1 EA 200602090 A EA200602090 A EA 200602090A EA 200602090 A EA200602090 A EA 200602090A EA 013019 B1 EA013019 B1 EA 013019B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- flue gas
- bitumen
- fuel
- gas
- crude oil
- Prior art date
Links
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 90
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 title claims abstract description 57
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 26
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims description 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 62
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims abstract description 61
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 48
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 41
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 52
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 37
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 37
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 31
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 16
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 16
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 14
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 14
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 11
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 10
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 claims description 6
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 5
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 claims description 5
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 claims description 4
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims description 3
- 239000002006 petroleum coke Substances 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 2
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 claims description 2
- 239000002893 slag Substances 0.000 claims description 2
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical class S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- 229910052815 sulfur oxide Inorganic materials 0.000 claims 3
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 claims 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims 1
- 239000003517 fume Substances 0.000 claims 1
- 239000010763 heavy fuel oil Substances 0.000 claims 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 1
- 239000000779 smoke Substances 0.000 claims 1
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 claims 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 8
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 8
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 abstract 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 10
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 9
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 8
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003570 air Substances 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 5
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 2
- -1 among others Chemical class 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- MGWGWNFMUOTEHG-UHFFFAOYSA-N 4-(3,5-dimethylphenyl)-1,3-thiazol-2-amine Chemical compound CC1=CC(C)=CC(C=2N=C(N)SC=2)=C1 MGWGWNFMUOTEHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010794 Cyclic Steam Stimulation Methods 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005367 electrostatic precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 238000007429 general method Methods 0.000 description 1
- 230000008570 general process Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 238000012958 reprocessing Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 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
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- 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
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/04—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by extraction
-
- 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
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
- E21B43/168—Injecting a gaseous medium
-
- 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
- E21B43/18—Repressuring or vacuum methods
-
- 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
- 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
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
- E21B43/2408—SAGD in combination with other methods
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F22—STEAM GENERATION
- F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
- F22B33/00—Steam-generation plants, e.g. comprising steam boilers of different types in mutual association
- F22B33/18—Combinations of steam boilers with other apparatus
-
- 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
- Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
-
- 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)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Working-Up Tar And Pitch (AREA)
- Solid Fuels And Fuel-Associated Substances (AREA)
Abstract
Предложены способы термальной добычи натурального газа и битума из содержащих их пластов. В целом предлагаемые способы включают ряд известных, но ранее не сочетавшихся технологий. Модифицированный дымовой газ из парогенераторов, обычно использующийся в SAGD-добыче (добыча способом гравитационного дренажа с паровой поддержкой), нагнетается в пласт для улучшения добычи, среди прочего жидкостей, природного газа, битума, с их последующей обработкой. Нагнетание дымового газа является удобным способом его утилизации, а также служит цели восстановления давления в пласте, давление в котором в противном случае теряется вместе с уменьшением количества природного газа. Соответственно, данная технология несёт экономическую выгоду и пользу для окружающей среды.
Description
Данное изобретение относится к тепловым способам добычи ценных ископаемых из подземных пластов путём использования нагнетания в пласты дымового газа.
Уровень техники
В нефтяной промышленности существует широкий спектр классификации, применимой к нефти. Разделение на классы, в сущности, основано на вязкости и плотности материала и в целом выглядит следующим образом.
1. Средняя фракция сырой нефти °>°ΑΡΙ>18° [где ΑΡΙ - плотность в градусах Американского нефтяного института (ΑΡΙ - аббревиатура от Ашепсаи Рс1го1 1п8Йи1е - Американский нефтяной институт)];
100 сП>ц>10 сП [где μ - динамическая вязкость, сП - сантипуаз] подвижна в условиях месторождения.
2. Тяжёлая фракция сырой нефти
20°>°ΑΡΙ>12°;
10000 сП>41>100 сП требуется использование вторичных способов добычи, включая стимуляцию месторождения путём термозаводнения или вытеснения нефти водой и растворителями.
3. Нефтеносный песок и битум
12°>°ΑΡΙ>6°;
μ>10000 сП, требуется использование вторичных способов добычи, включая стимуляцию месторождения путём термозаводнения или закачивания в пласты воды и растворителей.
С учётом оценки запасов сырой нефти и битума, потенциально доступных в Канаде, Центральной Америке, России, Китае и других местах, разработан значительный арсенал способов их добычи и обработки.
В настоящее время существующие месторождения битума и тяжёлых фракций нефти разрабатываются с использованием вторичных способов добычи с термическим воздействием на пласт, что приводит к эффективности добычи в интервале от 20 до 25%. Наиболее распространённым термическим способом является нагнетание пара в пласт, при котором теплосодержание пара при его конденсации передаётся нефти. Это, естественно, приводит к понижению плотности нефти и создаёт возможность для её гравитационного дренажа и накопления. Нагнетание может производиться путём таких хорошо известных способов, как циклическая паровая стимуляция, циклическое нагнетание пара в ствол скважины и гравитационный дренаж с паровой поддержкой.
Несмотря на широкое применение способа гравитационного дренажа с паровой поддержкой, он не лишён ряда недостатков в плане эффективности. Областью, требующей значительных вложений, является топливо для парогенераторов, производящих пар для нагнетания в пласт. Наиболее желательным топливом является природный газ, но расходы приводят к резкому снижению общей эффективности, к тому же, к этой проблеме добавляется то, что при работе парогенераторов, использующих любые виды углеводородного топлива, образуется различное количество парниковых газов. Для примера, приблизительно от 8000 до 15000 т двуокиси углерода производится ежедневно в процессе создания нагнетательного пара для добычи 100000 баррелей в сутки битума.
Следующая проблема способа гравитационного дренажа с паровой поддержкой - это необходимость повышения качества производимого продукта для повышения его ценности.
Как уже было замечено выше, ещё одной особенностью гравитационного дренажа с паровой поддержкой является ограничение эффективности добычи.
В попытке снижения указанных ограничений было предложено использование альтернативного топлива, иного, нежели природный газ, чтобы хотя бы уменьшить постоянное увеличение роли природного газа. Пример использования подходящего топлива в технологии гравитационного дренажа с паровой поддержкой обсуждается в патенте США № 6530965, выданном Варчол (^атсйо1) 11 марта 2003 г. В этом документе рассказывается об образовании водной дисперсии мазута, который доступен для сжигания в качестве альтернативного топлива.
Принимая во внимание проблемы существующих технологий, является желательной разработка способа, повышающего эффективность технологии гравитационного дренажа с паровой поддержкой, уменьшающего образование избыточного количества парниковых газов и понижающего расходы путём предоставления альтернативного топлива, аналогичного по тепловой эффективности природному газу.
Данное изобретение сочетает все наиболее желательные возможности и преимущества, совмещая их с энергетически эффективным, высокопроизводительным и дружественным к окружающей среде процессом.
Краткое описание изобретения
Одним из аспектов данного изобретения является улучшенный процесс добычи тепловыми способами с повышенной эффективностью.
Другим аспектом осуществления данного изобретения является способ добычи сырой нефти и битума из подземных пластов, содержащих сырую нефть и битум, включая обеспечение топлива, сжигание
- 1 013019 топлива в рециркуляционном цикле дымового газа с образованием дымового газа для нагнетания в пласты и нагнетание в пласты дымового газа для замещения сырой нефти и битума.
Другим аспектом осуществления данного изобретения является способ добычи сырой нефти и битума из подземных пластов, содержащих сырую нефть и битум, включая предоставление топлива, сжигание топлива в рециркуляционном цикле дымового газа с образованием дымового газа для нагнетания в пласты и нагнетание в пласты дымового газа для замещения сырой нефти, битума и природного газа.
Другим аспектом осуществления данного изобретения является способ добычи газа и битума из по меньшей мере одного пласта, содержащего в своём объёме газ поверх битума, способом гравитационного дренажа с паровой поддержкой, и/или из географически близкого пласта, включая обеспечение рециркуляционного цикла дымового газа для производства модифицированного дымового газа, нагнетание модифицированного дымового газа в пласт под давлением, достаточным для замещения газа над битумом и замещения битума в пласте, добычу замещённого газа и битума и поддержание пластового давления или восстановление пластового давления с помощью модифицированного дымового газа до уровня давления, аналогичного давлению, существовавшему до нагнетания модифицированного дымового газа.
Другим аспектом осуществления данного изобретения является способ добычи газа и битума из по меньшей мере одного пласта, содержащего в своём объёме газ поверх битума, способом гравитационного дренажа с паровой поддержкой, и/или из географически близкого пласта, включая фазу парогенерации для генерирования пара для нагнетания в пласт, фазу рециркуляции дымового газа для модификации дымового газа для нагнетания в пласт, фазу нагнетания для нагнетания модифицированного дымового газа в пласт для замещения газа поверх битума и поддержания пластового давления или восстановления пластового давления и фазу обработки для обработки произведённого замещённого газа и жидкости, высвободившихся в нагнетательной фазе.
Дальнейшие особенности и преимущества данного изобретения станут очевидными из последующего подробного описания в сочетании с прилагаемыми чертежами.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 является схематической иллюстрацией общего способа в соответствии с вариантом осуществления данного изобретения.
Фиг. 2 является более детализированным вариантом фиг. 1.
Фиг. 3 является графической иллюстрацией потребности в кислороде для обогащения двуокисью углерода дымового газа на сухой основе.
Фиг. 4 является графической иллюстрацией потребности в кислороде для обогащения двуокисью углерода дымового газа на влажной основе.
Фиг. 5 является схематической иллюстрацией парового производства природного газа в условиях гравитационного дренажа с паровой поддержкой.
Фиг. 6 является схематической иллюстрацией парового производства битума или эмульсионного топлива в условиях гравитационного дренажа с паровой поддержкой.
Фиг. 7 является схематической иллюстрацией парового производства мазутного эмульсионного топлива в условиях гравитационного дренажа с паровой поддержкой.
Фиг. 8 является схематической иллюстрацией компрессии сопроизведённого дымового газа.
Фиг. 9 является схематической иллюстрацией генерирования сопроизведённого электричества.
Одинаковая нумерация элементов в описании относится к одинаковым элементам.
Промышленное применение
Технология обладает возможностью применения в сфере добычи углеводородов.
Описание изобретения
Если не указано иначе, термин «сырая нефть» включает сырую нефть, тяжёлую фракцию сырой нефти и битум, как это принято в данной области.
На фиг. 1 изображена схематическая иллюстрация одного из вариантов осуществления данного изобретения. Цифра 10 обозначает весь процесс в целом. Смесь воздуха, топлива и кислорода соединяется с потоком рециркуляционного дымового газа и подаётся в систему генерации пара 12 для генерирования пара 16 и дымового газа 35. Смесь воздуха, топлива, кислорода и рециркуляционного дымового газа выбрана для производства обогащённого дымового газа 35 с целью оптимизации добычи газа и сырой нефти из пластов, их содержащих. Более подробно это будет рассмотрено ниже.
В качестве топлива 20, содержащегося в любой из воздушных или кислородных смесей, может быть выбрано любое подходящее углеводородное топливо, не ограничивающими примерами которого могут служить природный газ, битум, топочный мазут, сырая нефть, мазут, эмульсионное топливо, мультифазный супермелкий атомизированный остаток (аббревиатура от тиШрйаке кирегГте аЮпи/еб геабие мультифазный супермелкий атомизированный остаток, М8АК™ является товарным знаком компании Онабгте Сапаба Еие1 Буйетк), асфальтены, нефтекокс, уголь и их комбинации.
Дымовой газ 35 из системы 12 обрабатывается или модифицируется операцией 14, прежде чем нагнетаться в пласт. Побочные продукты, произведённые обрабатывающим узлом 14, могут опционально быть переработаны.
Этот топочный газ может содержать различные газообразные соединения, включая, в числе прочих,
- 2 013019 двуокись углерода, окись углерода, азот, оксиды азота, водород, сернистый ангидрид, синтез-газ. В условиях избыточного кислородного сжигания и присутствия кислорода в дымовом газе 35, дымовой газ 35 в основном будет состоять из двуокиси углерода, азота и водяных паров. Обработанный нагнетаемый газ 45 нагнетается в пласты газа и сырой нефти, обобщённо обозначенные цифрой 18, которые изображены в примере как пласты, пригодные для гравитационного дренажа с паровой поддержкой. Как хорошо известно, эта техника включает использование пара для помощи в понижении вязкости вязких углеводородов для увеличения их подвижности. Такие слои также содержат природный газ, битум и другие различные углеводороды, обладающие ценностью, но бывшие ранее недостаточно экономически выгодными или невыгодными для добычи. Пар 16 из системы 12 нагнетается в слой 18, как это показано на чертеже.
Газ в пласте 18 в этом случае становится доступным для добычи эффективным образом в свете циркуляции дымового газа в комбинации с нагнетанием модифицированного дымового газа 45. Сочетание этих операций привело к успеху способа по данному изобретению. Преимуществом описанной технологии является также то, что она может применяться не только к пластам, содержащим газ поверх битума, но и к географически близким пластам, содержащим газ, битум или их комбинации. В качестве не ограничивающего примера можно привести латерально или вертикально смещённые пласты, которые также могут быть подвержены разработке. Это в общем виде показано на фиг. 1 и обозначено цифрой 18'. Модифицированный дымовой газ может нагнетаться в пласт 18' посредством линии 45'. Выгодность предлагаемой технологии повышается также в случае использования ликвидированных месторождений с применением гравитационного дренажа с паровой поддержкой или при нефтеотдаче за счёт продувки, при которой дымовой газ нагнетается не только для поддержки добычи нефти, но и для её замещения.
Природный газ 25, вытесненный из пласта 18, улавливается и может использоваться для дальнейшей обработки, или же часть его может быть рециркулирована в систему в качестве топлива для парогенерации. Этот этап отсутствует на фиг. 1, но очевиден для специалиста в данной области.
Мобилизированные жидкие продукты добычи, содержащие битум и обозначенные цифрой 22, отправляются далее на операцию по переработке 24, в процессе которой битум 26 освобождается от увлечённой с ним воды с целью производства коммерчески ценного продукта. Вода 26 подвергается дальнейшей обработке в подходящем устройстве для обработки воды 28 для очистки от битума, компонентов жёсткости, кварца и других нежелательных компонентов и превращения её в воду, подходящую для бойлерной подачи 30. Для достижения желаемого результата могут использоваться любые подходящие операции по обработке воды. Вода для бойлерной подачи 30 может затем быть рециркулирована в систему 12 для производства пара 16, понижая, таким образом, потребность всего процесса в воде и повышая его эффективность. Плюс к тому, вода, полученная в результате обработки дымового газа и обозначенная цифрой 52, может быть рециркулирована в устройство 28 также для повышения эффективности.
Из вышеописанного общего процесса в целом очевидны многочисленные преимущества, свойственные этому способу. Они включают:
1) эффективное и безопасное для окружающей среды использование вредного дымового газа;
2) улучшенную добычу газа из пласта;
3) улучшенную технологию термальной добычи с повышенным производством битума в пересчёте на единицу пара;
4) секвестирование двуокиси углерода для понижения эмиссии парникового газа;
5) объёмное замещение в пласте и
6) любую комбинацию перечисленных преимуществ.
Переходя к фиг. 2, мы видим более подробную схематическую иллюстрацию процесса в соответствии с вариантом осуществления данного изобретения. В описанном варианте предлагается воздушный сепаратор 40 для газовой сепарации перед подачей топлива и кислорода в систему парогенерации 12. Опционально для системы 12 предлагается цикл рециркуляции дымового газа. Рециркуляция дымового газа используется для понижения температуры в зоне сгорания в системе 12 с целью поддержания сравнимых характеристик режима работы парогенератора для всего диапазона соотношений кислорода и сжигаемого воздуха в процессе парогенерации. При отсутствии рециркуляции дымового газа, при высоком уровне кислорода температура теплогенератора превысит конструкционный предел для парогенераторов. Дымовой газ, покидающий цикл, обрабатывается устройством 14, где он подвергается избавлению от частиц такими способами, как электростатическое осаждение или пылеуловительная камера с тканевыми рукавными фильтрами 44, при этом шлак сбрасывается в 46. Обработанный таким образом газ охлаждается перед сжатием в компрессоре 48 и дегидрируется в блоке 50. Вода 52 после этой операции может быть направлена в устройство для обработки воды 28 или в фазу формирования мультифазного супермелкого атомизированного остатка 70, которая будет описана далее. Побочный газ из устройства 14, если таковой образуется, может быть отделён от дымового газа и утилизирован для последующих операций, таких как топливо для печей или бойлеров на основе окиси углерода (СО), сернистый ангидрид (8О2) для коммерческого использования или водород (Н2) для повышения качества битума.
В этом примере битум из очистителя 24 может обрабатываться в установке 56 частичного или полного повышения качества, после чего частично улучшенный битум или синтетическое нефтяное сырьё переправляется в блок 58, а смесь углеводородов, состоящая из битума, мазута, асфальтенов, кокса и т.д.
- 3 013019 может быть далее переработана в мультифазный супермелкий атомизированный остаток, который является эффективным топливом и подробно обсуждается в патенте США № 6530965 и который состоит в основном из дисперсионного мазута на водной основе и значительно снижает стоимость топлива для работы парогенераторных систем. Традиционно, в качестве последнего используется природный газ, цена которого значительно превышает расходы, связанные с использованием мультифазного супермелкого атомизированного остатка. Как вариант, топливо может заменяться или дополняться вышеописанным топливом.
Фиг. 3 и 4 графически отображают потребность в кислороде для обогащения двуокисью углерода дымового газа на сухой и влажной основе соответственно. По мере того как в процесс работы парогенератора вовлекается кислород, в дымовом газе 35 наблюдается снижение содержания азота в пересчёте на содержание двуокиси углерода. Таким образом, наблюдается одновременное уменьшение объёма дымового газа и повышение концентрации двуокиси углерода в нагнетаемом обработанном газе 45. Например, в случае сухой основы, в соответствии с фиг. 3, в том случае, когда уровень кислорода достигает 100% (0% сжигания воздуха), состав обработанного дымового газа приближается к 100% двуокиси углерода (СО2), включая второстепенные соединения типа окиси углерода, сернистого ангидрида, двуокиси азота и т.д. Фиг. 3 представляет основной состав обработанного нагнетаемого газа 45. Фиг. 4 является графической иллюстрацией основного состава потока дымового газа 35 перед обработкой в блоке 14.
Фиг. 5 является схематической иллюстрацией производственного цикла пара с использованием природного газа. В этом примере по крайней мере часть вытесненного природного газа 20 может быть рециркулирована в качестве топлива для питания парогенераторной системы 12. Эта часть обозначена цифрой 60. Обогащенный дымовой газ для нагнетания, состав которого может изменяться по содержанию азота от 30 до 50% и по содержанию двуокиси углерода от 70 до 50%, нагнетается с целью замещения жидких продуктов, битума, природного газа, воды и т.д., перемещаемых для обработки в блок 62. Выбор операций, производимых в блоке 62, определяется тем, какие продукты желательно получить.
Полученная из блока обработки дымового газа 14 вода 52 может быть рециркулирована в блок 62.
На фиг. 6 показан вариант процесса, в котором парогенерация достигается путём использования жидкого альтернативного топлива, на чертеже указано использование битума или тяжёлого дизельного топлива, или, альтернативно, битум или сырая нефть преобразуются в эмульсионное топливо. В этом случае, обработанный битум, покидающий центральную обрабатывающую установку 62 по линии 66, может быть частично перенаправлен по линии 68 напрямую в качестве тяжёлого топлива или, альтернативно, направлен в эмульсионный агрегат для производства альтернативного топлива. Стадия эмульсионного агрегата обозначена цифрой 70. Дополнительное количество воды, утилизированной и циркулирующей по 52, может быть перенаправлено в узел 70 по линии 72. В эмульсионной установке с целью создания альтернативного топлива к битумному материалу добавляются подходящие химикаты (поверхностно-активные вещества и т.д.). После этого, созданное альтернативное топливо, выходящее из установки по линии 74, может быть использовано как топливо для парогенерационной системы 12. Подача природного газа из объёма газа, вытесненного из пласта 18, использовавшегося в качестве горючего, прекращается, и процесс далее не требует использования природного газа. Таким образом, как только эмульсионная установка запущена и её работа стабилизирована, процесс ориентируется на использование альтернативного топлива, которое сам же производит.
На фиг. 7 изображена иная разновидность варианта, показанного на фиг. 6, в которой установка повышения качества битума 76 добавлена к центральной обрабатывающей установке. Таким образом, материал, покидающий центральную обрабатывающую установку 66, обрабатывается в установке по повышению качества 76 с образованием тяжёлого остатка, выходящего по линии 80, который может быть далее преобразован в альтернативное эмульсионное топливо и направлен к паровой системе 12 в соответствии с фиг. 6. Дополнительная выгода может быть получена от повышения качества битума до деасфальтизированной нефти или синтетического нефтяного сырья.
На фиг. 8 изображен вариант осуществления данного изобретения в комбинации с установкой сопроизводства природного газа 600 с целью улучшения общего процесса термальной добычи сырой нефти. Данная комбинация уникальна тем, что парогенераторы 12, описанные выше, могут быть дополнены комбинированным генератором пара и регенерации тепла для производства общего потока нагнетаемого пара и предоставления необходимой мощности для работы компрессоров обработанного дымового газа для нагнетания в пласт.
Фиг. 9 иллюстрирует дополнительный вариант осуществления данного изобретения, при котором парогенераторы 12 комбинированы с установкой сопроизводства 600 с целью производства электричества. Произведённое электричество может быть использовано для обеспечения работы компрессоров обработанного нагнетательного дымового газа и для питания всей системы 10 для обеспечения её энергетической самодостаточности.
Claims (32)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ добычи сырой нефти и битумной нефти из подземных пластов, содержащих сырую нефть- 4 013019 и битум, включающий обеспечение топлива, обеспечение рециркуляционного цикла дымового газа, сжигание упомянутого топлива в рециркуляционном цикле дымового газа для производства дымового газа для нагнетания в упомянутые пласты, нагнетание упомянутого дымового газа в упомянутые пласты для замещения упомянутой сырой нефти и битума и восстановление давления в упомянутом пласте с помощью упомянутого дымового газа до уровня давления, в значительной степени соответствующего давлению, существовавшему до нагнетания упомянутого дымового газа.
- 2. Способ по п.1, в котором упомянутое топливо является ископаемым топливом.
- 3. Способ по п.2, в котором упомянутое топливо выбрано из группы, содержащей природный газ, топочный мазут, сырую нефть, битум, мазут, эмульсионное топливо, мультифазный супермелкий атомизированный остаток, асфальтены, нефтекокс, уголь и их комбинации.
- 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором упомянутое топливо сжигают в парогенераторе с кислородом и воздухом.
- 5. Способ по любому из пп.1-4, который далее включает стадию модифицирования упомянутого дымового газа перед нагнетанием в упомянутые пласты.
- 6. Способ по п.5, включающий удаление побочных газообразных продуктов, образующихся в упомянутой стадии модифицирования.
- 7. Способ по п.6, в котором упомянутые побочные газообразные продукты выбирают по меньшей мере один из группы, включающей водород, моноксид углерода, азот, оксиды азота, оксиды серы и диоксид углерода.
- 8. Способ по любому из пп.5-7, включающий удаление твёрдых шлаков.
- 9. Способ по любому из пп.5-8, в котором упомянутая стадия модификации упомянутого дымового газа включает операции по удалению твёрдых частиц, охлаждению, компрессии и дегидратации.
- 10. Способ по любому из пп.5-9, в котором модифицированный дымовой газ нагнетают в упомянутый пласт для поддержания пластового давления и высвобождения из упомянутого пласта природного газа.
- 11. Способ по п.10, в котором при восстановлении пластового давления из упомянутого пласта вытесняют сырую нефть.
- 12. Способ по п.11, включающий далее стадию модификации упомянутой сырой нефти с помощью улучшающей качество установки.
- 13. Способ по п.12, в котором с помощью упомянутой улучшающей качество установки выполняют удаление воды из нефти, вытесненной из упомянутого пласта.
- 14. Способ по п.13, в котором хотя бы часть удалённой воды рециркулируют в упомянутый парогенератор.
- 15. Способ по любому из пп.12-14, в котором хотя бы часть мазутного остатка от улучшенной сырой нефти преобразовывают в мультифазный супермелкий атомизированный остаток для использования в качестве сжигаемого топлива.
- 16. Способ добычи газа и битума по меньшей мере из одного гравитационно-дренажного пласта с паровой поддержкой, содержащего газ поверх битума в объеме упомянутого пласта, а также из географически близких пластов, включающий обеспечение рециркуляционного цикла дымового газа для производства модифицированного дымового газа, нагнетание упомянутого модифицированного дымового газа в упомянутый объём пласта с давлением, достаточным для вытеснения упомянутого газа, находящегося над упомянутым битумом, и вытеснения битума из упомянутого слоя, добычу вытесненного газа и битума и поддержание или восстановление внутрипластового давления в упомянутом объёме пласта с помощью упомянутого модифицированного дымового газа до уровня давления, существенно аналогичного давлению, существовавшему до нагнетания упомянутого модифицированного дымового газа.
- 17. Способ по п.16, в котором упомянутый вытесненный газ содержит природный газ вне прямого геологического контакта с битумом.
- 18. Способ по любому из пп.16-17, далее включающий стадию формирования состава упомянутого модифицированного дымового газа для максимизации объёма вытесненного газа.
- 19. Способ по любому из пп.16-18, в котором за добычей вытесненного газа последовательно следует продолжение нагнетания дымового газа до достижения уровня, существенно аналогичного первоначальному геологическому давлению, с целью дальнейшего секвестирования парниковых газов (ОНО).
- 20. Способ по любому из пп.18-19, в котором упомянутая стадия формирования состава модифицированного дымового газа включает поддержание концентрации кислорода в упомянутом модифицированном дымовом газе на уровне, выбранном из группы, включающей избыток, стехиометрическое коли- 5 013019 чество или количество ниже стехиометрического.
- 21. Способ по любому из пп.18-20, в котором состав упомянутого модифицированного дымового газа включает от 0 до 79 об.% азота.
- 22. Способ по любому из пп.16-21, который далее включает стадию получения газа в качестве дополнительного продукта из упомянутого модифицированного дымового газа.
- 23. Способ добычи сырой нефти и битумной нефти из подземных пластов, содержащих сырую нефть и битум, включающий обеспечение топлива, обеспечение средства для парогенерации для генерирования пара и нагнетания упомянутого пара в упомянутые подземные пласты, обеспечение рециркуляционного цикла дымового газа, сжигание упомянутого топлива в рециркуляционном цикле дымового газа для производства модифицированного дымового газа для нагнетания в упомянутые пласты и нагнетание упомянутого дымового газа и упомянутого пара в упомянутые пласты для замещения упомянутой сырой нефти и битума.
- 24. Способ по п.23, при котором упомянутое топливо - это ископаемое топливо.
- 25. Способ по п.24, при котором упомянутое топливо выбирают из следующего перечня: природный газ, топочный мазут, сырая нефть, битум, мазут, остаток вакуумной перегонки нефти, эмульсионное топливо, мультифазный супермелкий атомизированный остаток, асфальтены, нефтекокс, уголь и их комбинации.
- 26. Способ по п.23, при котором упомянутое топливо сжигают в парогенераторе с кислородом и воздухом.
- 27. Способ по п.23, дополнительно включающий стадию модифицирования упомянутого дымового газа перед его нагнетанием в упомянутые пласты.
- 28. Способ по п.27, включающий операцию удаления побочных газообразных продуктов, образующихся в упомянутой стадии модифицирования.
- 29. Способ по п.28, при котором упомянутые побочные газообразные продукты содержат по меньшей мере одно вещество из следующего перечня: водород, моноксид углерода, азот, оксиды азота, оксиды серы и диоксид углерода.
- 30. Способ добычи сырой нефти и битума из подземного пласта, содержащего сырую нефть и битум, включающий обеспечение топлива, сжигание упомянутого топлива в рециркуляционном цикле дымового газа для производства дымового газа для нагнетания в упомянутый пласт, модифицирование упомянутого дымового газа перед нагнетанием, нагнетание модифицированного дымового газа в упомянутый пласт для восстановления пластового давления при высвобождении из него природного газа и сырой нефти, улучшение качества добытой сырой нефти и преобразование по меньшей мере части мазутного остатка в мультифазный супермелкий атомизированный остаток для использования в качестве топлива.
- 31. Способ добычи газа и битума по меньшей мере из одного гравитационно-дренажного пласта с паровой поддержкой, содержащего газ поверх битума в объеме упомянутого пласта, а также из географически близких пластов, включающий обеспечение рециркуляционного цикла дымового таза для производства модифицированного дымового газа, генерирование побочных газообразных продуктов из упомянутого модифицированного дымового газа, нагнетание упомянутого модифицированного дымового газа в упомянутый объем при давлении, достаточном для вытеснения упомянутого газа поверх битума и вытеснения упомянутого битума из упомянутого пласта, извлечение вытесненных газа и битума и поддержание или восстановление внутрипластового давления в упомянутом объёме пласта с помощью упомянутого модифицированного дымового газа до уровня давления, существенно аналогичного давлению, существовавшему до нагнетания упомянутого модифицированного дымового газа.
- 32. Способ по п.31, при котором упомянутые побочные газообразные продукты содержат по меньшей мере одно вещество из следующего перечня: водород, моноксид углерода, азот, оксиды азота, оксиды серы и диоксид углерода.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CA002505449A CA2505449C (en) | 2005-04-27 | 2005-04-27 | Flue gas injection for heavy oil recovery |
| PCT/CA2006/000152 WO2006113982A1 (en) | 2005-04-27 | 2006-02-06 | Flue gas injection for heavy oil recovery |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200602090A1 EA200602090A1 (ru) | 2008-06-30 |
| EA013019B1 true EA013019B1 (ru) | 2010-02-26 |
Family
ID=35851905
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200602090A EA013019B1 (ru) | 2005-04-27 | 2006-02-06 | Добыча сырой нефти способом нагнетания дымового газа |
Country Status (16)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP1875039A4 (ru) |
| JP (1) | JP2006307160A (ru) |
| KR (1) | KR101280016B1 (ru) |
| CN (1) | CN1932237B (ru) |
| AU (1) | AU2006200466B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0607657A2 (ru) |
| CA (1) | CA2505449C (ru) |
| DE (1) | DE102006005277A1 (ru) |
| EA (1) | EA013019B1 (ru) |
| FR (1) | FR2885133B1 (ru) |
| GB (1) | GB2425550B (ru) |
| MA (1) | MA29441B1 (ru) |
| MX (1) | MX2007013439A (ru) |
| NO (1) | NO20060582L (ru) |
| NZ (1) | NZ545119A (ru) |
| WO (1) | WO2006113982A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2015042315A1 (en) * | 2013-09-18 | 2015-03-26 | James Rhodes | Reducing the carbon emissions intensity of a fuel |
Families Citing this family (31)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7736501B2 (en) | 2002-09-19 | 2010-06-15 | Suncor Energy Inc. | System and process for concentrating hydrocarbons in a bitumen feed |
| CA2471048C (en) | 2002-09-19 | 2006-04-25 | Suncor Energy Inc. | Bituminous froth hydrocarbon cyclone |
| ATE491861T1 (de) * | 2006-02-07 | 2011-01-15 | Diamond Qc Technologies Inc | Mit kohlendioxid angereicherte rauchgaseinspritzung zur kohlenwasserstoffgewinnung |
| FR2911629A1 (fr) | 2007-01-19 | 2008-07-25 | Air Liquide | Procede d'extraction de produits petroliferes au moyen de fluides d'aide a l'extraction |
| CA2619557C (en) | 2008-02-07 | 2011-12-13 | Alberta Research Council Inc. | Method for recovery of natural gas from a group of subterranean zones |
| AU2009228283B2 (en) * | 2008-03-28 | 2015-02-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| US8127842B2 (en) * | 2008-08-12 | 2012-03-06 | Linde Aktiengesellschaft | Bitumen production method |
| DE102008047219A1 (de) * | 2008-09-15 | 2010-03-25 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zur Förderung von Bitumen und/oder Schwerstöl aus einer unterirdischen Lagerstätte, zugehörige Anlage und Betriebsverfahren dieser Anlage |
| US8240370B2 (en) | 2009-12-18 | 2012-08-14 | Air Products And Chemicals, Inc. | Integrated hydrogen production and hydrocarbon extraction |
| CA2689021C (en) | 2009-12-23 | 2015-03-03 | Thomas Charles Hann | Apparatus and method for regulating flow through a pumpbox |
| CA2729218C (en) | 2010-01-29 | 2016-07-26 | Conocophillips Company | Processes of recovering reserves with steam and carbon dioxide injection |
| CA2751186C (en) * | 2010-12-23 | 2013-06-18 | Paxton Corporation | Zero emission steam generation process |
| NO332044B1 (no) * | 2011-04-13 | 2012-06-11 | Modi Vivendi As | System og metode for et offshore gasskraftverk |
| CA2839518C (en) | 2011-06-28 | 2020-08-04 | Conocophillips Company | Recycling co2 in heavy oil or bitumen production |
| US20140076555A1 (en) * | 2012-05-15 | 2014-03-20 | Nexen Energy Ulc | Method and system of optimized steam-assisted gravity drainage with oxygen ("sagdoxo") for oil recovery |
| CN102337876A (zh) * | 2011-09-09 | 2012-02-01 | 中国第一重型机械股份公司 | 一种海上重质油田热力开采系统与开采方法 |
| CN102337877A (zh) * | 2011-09-09 | 2012-02-01 | 中国第一重型机械股份公司 | 一种海上稠油边际油田的开发系统及方法 |
| BR112014028335A2 (pt) * | 2012-05-15 | 2018-05-29 | Nexen Energy Ulc | geometria sagdox para reservatórios deficientes de betume |
| CN103291269B (zh) * | 2013-05-20 | 2016-03-09 | 江苏大江石油科技有限公司 | 柴油型复合热载体发生器系统 |
| CN103306652B (zh) * | 2013-05-20 | 2016-03-09 | 江苏大江石油科技有限公司 | 原油型复合热载体发生器系统 |
| CN103351886B (zh) * | 2013-07-09 | 2015-09-23 | 杨林江 | 一种从天然沥青中提炼石油基质沥青的方法 |
| CN103742114A (zh) * | 2014-01-23 | 2014-04-23 | 山东成林高新技术产业有限公司 | 同炉蒸汽烟气混注热力采油装置与方法 |
| CN104030381B (zh) * | 2014-06-18 | 2016-04-27 | 西安交通大学 | 一种利用油田地面余热制备注汽锅炉给水的系统及方法 |
| US10760391B2 (en) | 2015-11-16 | 2020-09-01 | Cnooc Petroleum North America Ulc | Method for recovering hydrocarbons from low permeability formations |
| CN106285630A (zh) * | 2016-09-23 | 2017-01-04 | 中国海洋石油总公司 | 一种sagd井的高峰产能的测定方法 |
| CN110972485B (zh) * | 2017-03-23 | 2022-08-12 | 北京捷茂迪华能源技术有限公司 | 注高温空气增产煤层气的方法 |
| CN108487897B (zh) * | 2018-05-18 | 2024-03-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油井套管喷雾脱除硫化氢的装置及方法 |
| CN109681155A (zh) * | 2018-11-13 | 2019-04-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 利用火驱油田生产井伴生尾气回注油层的增产方法 |
| KR101993859B1 (ko) * | 2019-05-14 | 2019-06-27 | 성진이앤티 주식회사 | 오일샌드 채취 및 제어용 컨테이너 모듈 |
| KR101994675B1 (ko) * | 2019-05-20 | 2019-09-30 | 성진이앤티 주식회사 | 오일샌드 유화제 주입장치가 내장된 컨테이너 모듈 |
| CN112856849A (zh) * | 2021-03-30 | 2021-05-28 | 西安热工研究院有限公司 | 一种回收烟气中潜热的火电系统储能调峰系统及工作方法 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5217076A (en) * | 1990-12-04 | 1993-06-08 | Masek John A | Method and apparatus for improved recovery of oil from porous, subsurface deposits (targevcir oricess) |
| WO1999064719A2 (en) * | 1998-05-29 | 1999-12-16 | Naturkraft As | Process of preparing a gas composition and use thereof |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AU444113B2 (en) * | 1969-03-31 | 1973-12-28 | Recovery of underground crude oil | |
| JPS6024280B2 (ja) * | 1978-12-21 | 1985-06-12 | 日立造船株式会社 | 油田用地下ボイラプラント |
| JPS582317B2 (ja) * | 1979-01-08 | 1983-01-14 | 日立造船株式会社 | 油田用地下式蒸気プラントの起動・停止方法 |
| JPS57116890A (en) | 1980-12-30 | 1982-07-21 | Kobe Steel Ltd | Method of and apparatus for generating steam on shaft bottom |
| JPS57116891A (en) * | 1980-12-30 | 1982-07-21 | Kobe Steel Ltd | Method of and apparatus for generating steam on shaft bottom |
| GB8331534D0 (en) * | 1983-11-25 | 1984-01-04 | Zakiewicz B M | Recovery and reforming ultra heavy tars and oil deposits |
| US5040470A (en) | 1988-03-25 | 1991-08-20 | Shell Western E&P Inc. | Steam generating system with NOx reduction |
| NO308400B1 (no) * | 1997-06-06 | 2000-09-11 | Norsk Hydro As | Kraftgenereringsprosess omfattende en forbrenningsprosess |
| US6357526B1 (en) * | 2000-03-16 | 2002-03-19 | Kellogg Brown & Root, Inc. | Field upgrading of heavy oil and bitumen |
| ATE399928T1 (de) * | 2001-03-15 | 2008-07-15 | Alexei Leonidovich Zapadinski | Verfahren zum entwickeln einer kohlenwasserstoff- lagerstätte sowie anlagenkomplex zur ausführung des verfahrens |
| US20020134287A1 (en) | 2001-03-23 | 2002-09-26 | Olin-Nunez Miguel Angel | Method and system for feeding and burning a pulverized fuel in a glass melting furnace, and burner for use in the same |
| US6540023B2 (en) * | 2001-03-27 | 2003-04-01 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Process for producing a diesel fuel stock from bitumen and synthesis gas |
| US6530965B2 (en) * | 2001-04-27 | 2003-03-11 | Colt Engineering Corporation | Method of converting heavy oil residuum to a useful fuel |
| US6591908B2 (en) * | 2001-08-22 | 2003-07-15 | Alberta Science And Research Authority | Hydrocarbon production process with decreasing steam and/or water/solvent ratio |
| CN1451844A (zh) * | 2003-05-09 | 2003-10-29 | 辽河石油勘探局 | 一种油田开采热、电、co2、n2联供制造方法 |
| WO2005031136A1 (en) | 2003-09-30 | 2005-04-07 | Bhp Billiton Innovation Pty Ltd | Power generation |
-
2005
- 2005-04-27 CA CA002505449A patent/CA2505449C/en not_active Expired - Fee Related
-
2006
- 2006-02-02 NZ NZ545119A patent/NZ545119A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-02-03 AU AU2006200466A patent/AU2006200466B2/en not_active Ceased
- 2006-02-06 DE DE102006005277A patent/DE102006005277A1/de not_active Withdrawn
- 2006-02-06 EA EA200602090A patent/EA013019B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-02-06 GB GB0602343A patent/GB2425550B/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-02-06 WO PCT/CA2006/000152 patent/WO2006113982A1/en active Application Filing
- 2006-02-06 EP EP06705108.6A patent/EP1875039A4/en not_active Withdrawn
- 2006-02-06 NO NO20060582A patent/NO20060582L/no not_active Application Discontinuation
- 2006-02-06 BR BRPI0607657-2A patent/BRPI0607657A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2006-02-06 KR KR1020077024888A patent/KR101280016B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-02-06 MX MX2007013439A patent/MX2007013439A/es active IP Right Grant
- 2006-02-07 JP JP2006030296A patent/JP2006307160A/ja active Pending
- 2006-02-07 FR FR0650429A patent/FR2885133B1/fr not_active Expired - Fee Related
- 2006-02-23 CN CN2006100081678A patent/CN1932237B/zh not_active Expired - Fee Related
-
2007
- 2007-10-26 MA MA30327A patent/MA29441B1/fr unknown
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5217076A (en) * | 1990-12-04 | 1993-06-08 | Masek John A | Method and apparatus for improved recovery of oil from porous, subsurface deposits (targevcir oricess) |
| WO1999064719A2 (en) * | 1998-05-29 | 1999-12-16 | Naturkraft As | Process of preparing a gas composition and use thereof |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2015042315A1 (en) * | 2013-09-18 | 2015-03-26 | James Rhodes | Reducing the carbon emissions intensity of a fuel |
| US10557338B2 (en) | 2013-09-18 | 2020-02-11 | 1234 10Th Street Llc | Reducing the carbon emissions intensity of a fuel |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2425550A (en) | 2006-11-01 |
| NO20060582L (no) | 2006-10-30 |
| KR20080028354A (ko) | 2008-03-31 |
| GB2425550B (en) | 2010-06-02 |
| AU2006200466B2 (en) | 2010-02-18 |
| BRPI0607657A2 (pt) | 2009-09-22 |
| EP1875039A4 (en) | 2013-06-19 |
| CN1932237B (zh) | 2012-10-24 |
| CA2505449C (en) | 2007-03-13 |
| CA2505449A1 (en) | 2006-02-07 |
| FR2885133B1 (fr) | 2010-12-31 |
| WO2006113982A1 (en) | 2006-11-02 |
| EA200602090A1 (ru) | 2008-06-30 |
| EP1875039A1 (en) | 2008-01-09 |
| KR101280016B1 (ko) | 2013-07-01 |
| AU2006200466A1 (en) | 2006-11-16 |
| CN1932237A (zh) | 2007-03-21 |
| JP2006307160A (ja) | 2006-11-09 |
| NZ545119A (en) | 2007-09-28 |
| DE102006005277A1 (de) | 2006-11-09 |
| GB0602343D0 (en) | 2006-03-15 |
| FR2885133A1 (fr) | 2006-11-03 |
| MX2007013439A (es) | 2008-01-14 |
| MA29441B1 (fr) | 2008-05-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA013019B1 (ru) | Добыча сырой нефти способом нагнетания дымового газа | |
| US7341102B2 (en) | Flue gas injection for heavy oil recovery | |
| CA2900702C (en) | Processing exhaust for use in enhanced oil recovery | |
| JP4050620B2 (ja) | 炭化水素貯留地層からの炭化水素の回収方法及びそれを実施するための装置 | |
| US8424601B2 (en) | System and method for minimizing the negative enviromental impact of the oilsands industry | |
| CN103221632B (zh) | 利用二氧化碳开采地层沉积物的方法 | |
| US7467660B2 (en) | Pumped carbon mining methane production process | |
| JP2018522190A (ja) | 地熱プラントにおける帯水層流体の内部エネルギーの利用方法 | |
| CN103403291A (zh) | 零排放蒸汽发生方法 | |
| US8544555B2 (en) | Method and apparatus for utilizing a catalyst occurring naturally in an oil field | |
| Dreier | The Emlichheim Oilfield-45 Years of EOR and No End |
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 AZ BY KG MD TJ |
|
| PD4A | Registration of transfer of a eurasian patent in accordance with the succession in title | ||
| 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): KZ TM RU |