EA017897B1 - Способ извлечения углеводородов из резервуаров для хранения - Google Patents

Способ извлечения углеводородов из резервуаров для хранения Download PDF

Info

Publication number
EA017897B1
EA017897B1 EA200870345A EA200870345A EA017897B1 EA 017897 B1 EA017897 B1 EA 017897B1 EA 200870345 A EA200870345 A EA 200870345A EA 200870345 A EA200870345 A EA 200870345A EA 017897 B1 EA017897 B1 EA 017897B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
storage tank
hydrocarbons
gas
hydrocarbon source
oil
Prior art date
Application number
EA200870345A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200870345A1 (ru
Inventor
Ричард Китч
Original Assignee
Эм-Ай ПРОДАКШН КЕМИКАЛЗ ЮКей ЛИМИТЕД
Ойлфилд Минерал Солюшнз Лимитед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Эм-Ай ПРОДАКШН КЕМИКАЛЗ ЮКей ЛИМИТЕД, Ойлфилд Минерал Солюшнз Лимитед filed Critical Эм-Ай ПРОДАКШН КЕМИКАЛЗ ЮКей ЛИМИТЕД
Publication of EA200870345A1 publication Critical patent/EA200870345A1/ru
Publication of EA017897B1 publication Critical patent/EA017897B1/ru

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63C—LAUNCHING, HAULING-OUT, OR DRY-DOCKING OF VESSELS; LIFE-SAVING IN WATER; EQUIPMENT FOR DWELLING OR WORKING UNDER WATER; MEANS FOR SALVAGING OR SEARCHING FOR UNDERWATER OBJECTS
    • B63C7/00—Salvaging of disabled, stranded, or sunken vessels; Salvaging of vessel parts or furnishings, e.g. of safes; Salvaging of other underwater objects
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
    • B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
    • B01D17/04—Breaking emulsions
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B08—CLEANING
    • B08B—CLEANING IN GENERAL; PREVENTION OF FOULING IN GENERAL
    • B08B9/00—Cleaning hollow articles by methods or apparatus specially adapted thereto 
    • B08B9/08—Cleaning containers, e.g. tanks
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63C—LAUNCHING, HAULING-OUT, OR DRY-DOCKING OF VESSELS; LIFE-SAVING IN WATER; EQUIPMENT FOR DWELLING OR WORKING UNDER WATER; MEANS FOR SALVAGING OR SEARCHING FOR UNDERWATER OBJECTS
    • B63C7/00—Salvaging of disabled, stranded, or sunken vessels; Salvaging of vessel parts or furnishings, e.g. of safes; Salvaging of other underwater objects
    • B63C7/006—Emptying the contents of sunken, stranded, or disabled vessels, e.g. by engaging the vessel; Underwater collecting of buoyant contents, such as liquid, particulate or gaseous contents, escaping from sunken vessels, e.g. using funnels, or tents for recovery of escaping hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B67—OPENING, CLOSING OR CLEANING BOTTLES, JARS OR SIMILAR CONTAINERS; LIQUID HANDLING
    • B67D—DISPENSING, DELIVERING OR TRANSFERRING LIQUIDS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • B67D7/00—Apparatus or devices for transferring liquids from bulk storage containers or reservoirs into vehicles or into portable containers, e.g. for retail sale purposes

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Transition And Organic Metals Composition Catalysts For Addition Polymerization (AREA)

Abstract

Способ извлечения углеводородов из резервуара для хранения, согласно которому вводят в резервуар для хранения по меньшей мере один из бикарбоната или карбоната металла по меньшей мере с одной из минеральной или органической кислот, которые взаимодействуют с образованием двуокиси углерода, вытесненяют углеводородный источник на более низкий уровень в резервуаре для хранения с помощью двуокиси углерода, имеющей плотность, меньшую, чем плотность углеводородного источника, и извлекают углеводородный источник из резервуара для хранения.

Description

Изобретение относится к способу извлечения углеводородов из резервуаров для хранения путем их вытеснения.
Предшествующий уровень техники
Морские буровые и эксплуатационные платформы, используемые для извлечения нефти из подземных формаций, расположенных под водой, включают ряд конструкционных опорных колонн, поддерживающих множество рабочих площадок. Обычно под такими рабочими площадками из морского дна может выступать множество полых бетонных многосекционных конструкций. Такие полые бетонные многосекционные конструкции могут быть большими и в некоторых случаях включать более восьмидесяти секций, при этом объем каждой секции достигает тысяч кубических метров.
Ранее полые бетонные многосекционные конструкции могли быть использованы для отделения углеводородов от воды, хранения углеводородов или какого-либо иного способа накопления углеводородного - источника. В зависимости от эксплуатации углеводороды могут задерживаться в полых бетонных многосекционных конструкциях.
В какое-то время неиспользуемые резервуары для хранения могут оказаться частично наполненными остаточными углеводородами. Одним из таких источников оставшихся углеводородов являются резервуары для хранения, ожидающие ликвидации. До ликвидации оставшиеся в резервуарах для хранения углеводороды должны быть удалены. Кроме того, для предотвращения загрязнения окружающей среды вокруг полых бетонных многосекционных конструкций ликвидация резервуаров должна быть осуществлена безопасным для окружающей среды способом.
Несмотря на то, что способы извлечения нефти из подземных резервуаров известны специалистам в данной области техники, такие способы касаются извлечения нефти из подземных формаций и не учитывают особенности извлечения нефти из резервуаров для хранения, например, расположенных на земле или на морском дне.
Один из таких способов описан в патенте США № 4676314, включенным в данное описание путем ссылки. В данном патенте описана подача воздуха в верхнюю часть подземной формации, заполненной как нефтью, так и водой. По мере вытеснения воздухом воды, вода вытекает из формации, нефть оседает на дно формации, после создают скважину для извлечения нефти, осевшей в нижней части формации.
Другой способ описан в патенте США № 4679627, включенном в данное описание путем ссылки. В этом патенте раскрыта подача газа в подземную формацию, нагнетание нефти в нижнюю часть формации, а затем создание волн давления для получения дополнительной нефти, удерживаемой формацией. Такую нефть затем удаляют через пробуренную в формации скважину и извлекают вытесненную нефть из ее нижней части.
Несмотря на то, что в указанных патентах описаны способы подачи газа в подземную формацию для извлечения содержащейся в ней нефти, оба способа включают проникновение в формацию путем бурения скважины, т.е. вариант, который не может быть использован для извлечения нефти из резервуара для хранения на морском дне. Кроме того, согласно известным способам нефть извлекают через отвод, пробуренный в верхней части формации. На нефтяных платформах такой отвод обычно расположен не в верхней части резервуара для хранения, а под углеводородным слоем, тем самым делая невозможным извлечение путем простого перекачивания, описанного в известных способах.
Целью настоящего изобретения является создание способа извлечения углеводородов из резервуаров для хранения эффективным, безопасным для окружающей среды и выгодным способом.
Сущность изобретения
Согласно изобретению создан способ извлечения углеводородов из резервуара для хранения, согласно которому вводят в резервуар для хранения по меньшей мере один из бикарбоната или карбоната металла по меньшей мере с одной из минеральной или органической кислот, которые взаимодействуют с образованием двуокиси углерода, вытесняют углеводородный источник на более низкий уровень в резервуаре для хранения с помощью двуокиси углерода, имеющей плотность, меньшую, чем плотность углеводородного источника, и извлекают углеводородный источник из резервуара для хранения.
Согласно способу можно дополнительно вводить в резервуар для хранения материал, имеющий плотность, отличную от плотности углеводородного источника, для дополнительного вытеснения углеводородного источника.
Согласно способу указанным материалом может быть жидкость, твердое вещество или газ.
Согласно способу для образования двуокиси углерода можно использовать бикарбонат натрия и хлористоводородную кислоту.
Согласно способу резервуар для хранения может быть прикреплен к нефтяной платформе.
Согласно способу углеводородный источник может быть нефтью.
Согласно способу можно дополнительно вводить в резервуар для хранения химическое вещество, абсорбирующее указанный материал, и удалять материал с помощью указанного химического вещества. Абсорбирующим материал химическим веществом может быть, по меньшей мере, одно из гидроксида калия, хлорида аммония, гидроксида аммония, метанола и их комбинаций.
Согласно способу можно дополнительно отделять углеводороды от воды в разделительной системе.
- 1 017897
Способ может использоваться для резервуара для хранения, расположенного на земле.
Согласно способу в резервуар для хранения можно дополнительно вводить гидроксид калия, гидроксида аммония или метанол.
Согласно способу в резервуар для хранения можно дополнительно вводить по меньшей мере одно другое химическое вещество одновременно с введением адсорбирующего материал химическим веществом.
Другие аспекты и преимущества данного изобретения станут очевидными из дальнейшего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет блок-схему одного из вариантов осуществления способа прямой подачи газа согласно изобретению.
Фиг. 2 представляет схему резервуара для хранения углеводородов согласно одному из вариантов настоящего изобретения.
Фиг. 3 представляет схему подачи газа согласно одному из вариантов настоящего изобретения.
Фиг. 4 представляет схему вытеснения газом углеводородов согласно одному из вариантов настоящего изобретения.
Фиг. 5 представляет схему извлечения углеводородов согласно одному из вариантов настоящего изобретения.
Фиг. 6 представляет схему абсорбирования газа согласно одному из вариантов настоящего изобретения.
Фиг. 7 представляет блок-схему альтернативного варианта осуществления способа получения химического газа согласно настоящему изобретению.
Описание иллюстративных вариантов
Описанные здесь варианты относятся к способам извлечения углеводородов из резервуаров для хранения путем их вытеснения. В некоторых резервуарах для хранения первый материал (например, углеводороды) может быть расположен таким образом, который не позволяет осуществить традиционное извлечение. Такая ситуация может возникнуть в том случае, когда первый материал образует слой в резервуаре, наполненном вторым, более плотным материалом (например, водой), в которой отвод (например, отводящая труба), обычно используемый для выкачивания первого материала, расположен ниже уровня слоя первого материала. Таким образом, извлечение первого материала может оказаться недостаточным без перемещения слоя первого материала на уровень отвода.
Согласно одному из вариантов настоящего изобретения первый материал может располагаться в виде слоя в резервуаре для хранения над отводом. Для извлечения первого материала из резервуара в него может быть загружен второй материал, менее плотный, чем первый материал. По мере заполнения резервуара вторым материалом первый материал может быть вытеснен таким образом, что получает доступ к отводу. После этого первый материал может быть извлечен из резервуара.
Согласно альтернативному варианту настоящего изобретения первый материал может располагаться в резервуаре для хранения под отводом. В таком случае целесообразным может оказаться введение материала с большей плотностью для вытеснения материала с меньшей плотностью таким образом, что он поднимается выше. По мере достижения вытесненным материалом уровня отвода, он может быть извлечен из резервуара.
Согласно следующему варианту настоящего изобретения резервуар для хранения может содержать несколько материалов, имеющих различные плотности. В таком случае целесообразным может оказаться введение материалов с различными плотностями для облегчения извлечения из резервуара вытесненных материалов. Например, резервуар может содержать слои материалов трех различных плотностей. Для вытеснения одного из более легких материалов может быть введен материал с более высокой плотностью, таким образом вытесняется более легкий материал в верхнюю часть резервуара. Когда легкий материал достигнет уровня отвода, он может быть удален из резервуара вышеописанным способом.
В целом фиг. 1-6 относятся к варианту настоящего изобретения, включающему извлечение углеводородов из резервуара для хранения путем вытеснения, обеспечиваемого введением газа.
На фиг. 1 представлена блок-схема одного из вариантов способа 10 извлечения углеводородов согласно данному описанию. В соответствии с данным вариантом газ может быть введен на стадии 20 в резервуар для хранения, содержащий вышеописанный углеводородный источник. В результате газ на стадии 30 может вытеснить воду и углеводородный слой, обеспечивая контакт углеводородного слоя с отводящей трубой. После этого на стадии 40 углеводороды могут быть извлечены из резервуара для хранения. По мере извлечения углеводородов на стадии 40 вода вновь может быть подана на стадии 50 в резервуар для хранения. На стадии 50 вода может быть восполнена из напорного бака при помощи наружного насоса или любыми способами, известными специалисту в данной области техники. Согласно некоторым вариантам, по мере завершения извлечения углеводородов на стадии 40, на стадии 60 абсорбирующее газ химическое вещество может быть введено в резервуар для хранения для удаления любого газа, остающегося после его введения на стадии 20. Несмотря на то, что описанный способ извлечения углеводородов включает прямое введение газа, могут быть использованы и иные варианты, использую
- 2 017897 щие другие способы вытеснения газом углеводородов, которые также входят в объем данного описания.
На фиг. 2 представлен способ извлечения углеводородов из системы 100 для хранения нефти на платформе. Система 100 для хранения нефти на платформе включает множество полых бетонных многосекционных конструкций (резервуары для хранения) 110, отводящую трубу 120, трубу напорного бака и напорный бак 130. Множество резервуаров 110 для хранения могут быть сообщены один с другим общими отверстиями (подробно не показано). В некоторых системах одна отводящая труба 120 может быть соединена с резервуарами 110 для хранения, несколько отводящих труб 120 могут быть соединены с рядами резервуаров 110 для хранения, отводящая труба 120 может быть соединена с каждым резервуаром 110 для хранения либо множество отводящих труб 120 может быть соединено с отдельным резервуаром 110 для хранения. Кроме того, напорный бак 130 может быть сообщен по меньшей мере с одним из резервуаров 110 для хранения и, среди прочих жидкостей, может содержать дополнительную воду 135.
Перед ликвидацией система 100 для хранения нефти на платформе может содержать, среди иных веществ, воду 135 и углеводороды 140. Обычно углеводороды 140 имеют более низкий удельный вес, чем вода 135. Таким образом, углеводороды 140 могут отделяться от воды 135 и формировать углеводородный слой 145.
На фиг. 3 и 4 показана подача газа 150 в систему 100 для хранения нефти на платформе согласно одному из вариантов данного описания. Как проиллюстрировано на упомянутых фигурах, газ может подаваться в резервуары 110 для хранения через отводящую трубу 120. Поскольку отводящая труба 120 может быть расположена ниже углеводородного слоя 145, газ 150 будет подаваться в систему 100 для хранения нефти на платформе ниже углеводородного слоя 145. Поскольку удельный вес газа 150 меньше удельного веса воды 135, поданный газ будет подниматься через систему 100 для хранения нефти на платформе, как проиллюстрировано стрелкой А. Несмотря на то, что согласно одному из вариантов изобретения вытесняющим материалом является газ, следует отметить, что таким материалом может быть любая жидкость, твердое вещество, газ или их смесь, имеющие такую плотность, обеспечивающую вытеснение углеводородного слоя.
По мере достижения газом 150 верхней части резервуара 110 для хранения 110, газ 150 начинает вытеснять углеводородный слой 145. Поскольку удельный вес газа 150 меньше удельного веса углеводородов 140, углеводородный слой 145 может быть вытеснен из верхней части резервуаров 110 для хранения, перемещаясь вниз в резервуарах 110 для хранения по направлению к отводящей трубе 120. Когда газ 150 замещает углеводородный слой 145, некоторое количество воды 135 может быть вытеснено из резервуаров 110 для хранения через трубу напорного бака (проиллюстрировано стрелкой В).
На фиг. 5 представлено извлечение углеводородов 140 согласно одному из вариантов данного описания. По мере вытеснения газом 150 углеводородного слоя 145 вниз, углеводороды 140 получают доступ или каким-либо иным способом сообщаются с отводящей трубой 120. Как только углеводородный слой 145 достигнет отводящей трубы 120, наружный насос (не показан отдельно), соединенный с отводящей трубой 120, может начать извлечение углеводородов 140 из резервуара 110 для хранения. После этого углеводороды 140 могут быть перемещены на поверхность или в какое-либо другое место для хранения и/или дальнейшей обработки.
По мере удаления углеводородов 140 в резервуар 110 для хранения, может быть подано дополнительное количество воды (проиллюстрировано С) из напорного бака 130 через трубу 125 напорного бака. Напорный бак 130 обычно установлен по меньшей мере в одной из опор нефтяной платформы. Напорный бак 130 может быть сообщен с резервуарами 110 для хранения таким образом, что между ними может протекать вода. Несмотря на то, что данный вариант включает повторную подачу воды в резервуары 110 для хранения, возможны другие варианты, согласно которым резервуары для хранения остаются пустыми, содержат остаточный газ или содержат другие вещества.
Согласно некоторым вариантам слой воды 155 может располагаться под углеводородным слоем 145. При извлечении углеводородов 140 из резервуара 110 для хранения могут быть также извлечены небольшие количества воды. После этого смесь воды 135 и углеводородов 140 может быть перемещено в установку для разделения нефти/воды (не показана), находящуюся за пределами резервуара 110 для хранения. Согласно другим вариантам химические вещества могут быть введены с газом 150 в резервуары 110 для хранения для предотвращения загрязнения углеводородов 140 водой 135.
На фиг. 6 представлено введение абсорбирующего газ химического вещества 160 согласно одному из вариантов данного описания. После завершения извлечения углеводородов направление потока в наружном насосе может быть изменено на обратное, и абсорбирующее газ химическое вещество 160 может быть введено в резервуар 110 для хранения. После этого вещество 160 может абсорбировать газ, тем самым позволяя воде заполнять открытые участки в резервуаре 110 для хранения. Несмотря на то что вышеприведенные варианты включают абсорбцию введенного газа абсорбирующим газ химическим веществом, следует отметить, что в других вариантах абсорбирующее химическое вещество может представлять собой газ, жидкость, твердое вещество или любую их смесь, способную абсорбировать введенный для вытеснения материал.
Согласно некоторым вариантам абсорбирующее газ химическое вещество 160 может включать гидроксид калия (КОН), гидроксид аммония (ΝΗ4ΟΗ) и/или хлорид аммония (ΝΗ4Ο1). Введение КОН или
- 3 017897
ΝΗ4ΟΗ обеспечивает удаление диоксида углерода (СО2) из резервуара 110 для хранения. Кроме того, ΝΗ.·|Ο предотвращает формирование нерастворимых в воде минеральных чешуек (например, гидроксида магния (Мд(ОН)2)), которые могут образовываться в результате смешивания морской воды и КОН. Более того, абсорбирующее газ химическое вещество 160 может включать метанол (СН3ОН). Введение СН3ОН в раствор КОН и ΝΗ4Ο или ΝΗ4ΟΗ снижает удельный вес раствора, тем самым облегчая движение раствора через резервуар 110 для хранения. Введение СН3ОН также способно повысить уровень контакта между раствором и газом, тем самым ускоряя абсорбцию газа 150. Введение гидроксида калия и хлорида аммония может представлять собой один из способов удаления диоксида углерода из резервуара 110 для хранения, однако следует отметить, что существуют варианты, включающие использование других химических веществ или не включающие использование каких-либо химических веществ, которые (варианты) подпадают под данное описание.
Несмотря на то, что введение абсорбирующего газ химического вещества 160 способно в некоторых случаях обеспечить сохранение окружающей среды или другие положительные результаты (например, ликвидация нефтяной платформы или емкости для хранения), следует отметить, что варианты, не включающие использования вещества 160, входят в объем данного описания. Например, в некоторых случаях более экономически выгодным может оказаться оставление газа, введенного или полученного в результате химической реакции, в резервуаре 110 для хранения. Однако в вариантах, использующих абсорбирующее газ химическое вещество, предпочтительным может оказаться использование СО2, поскольку СО2 может быть легко повторно абсорбирован водными растворами, которые могут содержать гидроксид щелочного металла.
Несмотря на то, что фиг. 1-6 иллюстрируют способ извлечения углеводородов, включающий введение газа, следует отметить, что могут быть использованы и другие способы, согласно которым по меньшей мере одно образующее газ химическое вещество вводят в резервуар 110 для хранения. На фиг. 7 представлена блок-схема получения химического газа согласно одному из вариантов данного описания.
В соответствии с одним из вариантов способ 700 извлечения углеводородов может включать использование химического раствора, включающий введение в резервуар для хранения хлористоводородной кислоты (ΗΟ) и бикарбоната натрия (NаΗСΟ3). По мере взаимодействия в резервуаре для хранения химического раствора ΗΟ и Ν;·ιΗί.Ό3 может образовываться газ (СО2) на стадии 730. Образовавшийся газ может подниматься в резервуаре для хранения, вступая в контакт с углеводородами, в результате вытесняя углеводородный слой на стадии 740. После этого углеводороды могут быть извлечены на стадии 750, и на стадии 760 вода может заполнить объем, оставленный углеводородами, согласно вышеприведенному описанию. После завершения извлечения на стадии 750 углеводородов химическое вещество/раствор для абсорбирования газа может быть введено на стадии 770 в резервуар для хранения с целью абсорбирования на стадии 780 любого газа, остающегося на стадии 730 после образования газа. Согласно одному из вышеописанных вариантов поглощающее газ химическое вещество может включать КОИ. ΝΗ4Ο. ΝΗ^Η и СН3ОН. Несмотря на то что описанный способ экстрагирования углеводородов включает получение газа путем взаимодействия хлористоводородной кислоты и бикарбоната натрия, следует отметить, что возможны также и другие варианты, включающие использование других химических веществ, обеспечивающих получение газов, которые входят в объем данного описания. Другие варианты могут включать, например, ряд металлических солей бикарбонатов и карбонатов, минералов и органических кислот, полученной из поверхностно-активных веществ пены, подвижных гелей низкой плотности, газов (напрямую или внутри деформируемого эластичного баллона), таких материалов, как стироловые шарики и чувствительные к теплу частицы углеводорода.
Несмотря на то что вышеописанные варианты иллюстрируют использование способа извлечения источников углеводородов из систем для хранения (т.е. резервуаров для хранения на нефтяных платформах), следует отметить, что способы, включающие извлечение углеводородов из расположенных на земле резервуаров, также могут входить в объем данного описания. Следует также отметить, что несмотря на то, что проиллюстрированные варианты включают введение газа в резервуар для облегчения извлечения углеводородов, введение материала в любом состоянии (например, жидком, твердом или газообразном), имеющего плотность, отличающуюся от плотности вытесняемого материала, может оказаться выгодным благодаря применению описываемого способа.
Преимущество описанных выше вариантов способов заключается в том, что они способны повысить уровень извлечения углеводородов из резервуаров, расположенных на земле, в воде либо соединенных с нефтяными платформами. Кроме того, поскольку описанные способы способны предотвратить утечку углеводородов в окружающую среду, некоторые варианты могут предложить чистый процесс, пригодный для использования во время ликвидации нефтяных платформ и/или извлечения углеводородов из расположенных на земле резервуаров. И, наконец, поскольку представленные в данном описании варианты способны повысить выход углеводородов во время их извлечения, данная операция может окупить себя или даже принести прибыль.
Несмотря на то что данное изобретение было описано со ссылкой на ограниченное число вариантов, заинтересованным в нем специалистам в данной области техники понятно, что существуют другие варианты, не нарушающие объем писанного здесь изобретения. Соответственно, объем настоящего изо
- 4 017897 бретения должен ограничиваться только прилагаемой формулой изобретения.

Claims (15)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ извлечения углеводородов из резервуара для хранения, согласно которому вводят в резервуар для хранения по меньшей мере один из бикарбоната или карбоната металла по меньшей мере с одной из минеральной или органической кислот, которые взаимодействуют с образованием двуокиси углерода, вытесняют углеводородный источник на более низкий уровень в резервуаре для хранения с помощью двуокиси углерода, имеющей плотность, меньшую, чем плотность углеводородного источника, и извлекают углеводородный источник из резервуара для хранения.
  2. 2. Способ по п.1, согласно которому дополнительно вводят в резервуар для хранения материал, имеющий плотность, отличную от плотности углеводородного источника, для дополнительного вытеснения углеводородного источника.
  3. 3. Способ по п.2, согласно которому материал является жидкостью.
  4. 4. Способ по п.2, согласно которому материал является твердым веществом.
  5. 5. Способ по п.2, согласно которому материал является газом.
  6. 6. Способ по п.1, согласно которому для образования двуокиси углерода используют бикарбонат натрия и хлористо-водородную кислоту.
  7. 7. Способ по п. 1, согласно которому резервуар для хранения прикреплен к нефтяной платформе.
  8. 8. Способ по п.1, согласно которому углеводородный источник является нефтью.
  9. 9. Способ по п.2, согласно которому дополнительно вводят в резервуар для хранения химическое вещество, абсорбирующее указанный материал, и удаляют материал с помощью указанного химического вещества.
  10. 10. Способ по п.9, согласно которому абсорбирующим материал химическим веществом является по меньшей мере одно из гидроксида калия, хлорида аммония, гидроксида аммония, метанола и их комбинаций.
  11. 11. Способ по п.1, согласно которому дополнительно отделяют углеводороды от воды в разделительной системе.
  12. 12. Способ по п.1, согласно которому резервуар для хранения расположен на земле.
  13. 13. Способ по п.1, согласно которому в резервуар для хранения дополнительно вводят гидроксид калия.
  14. 14. Способ по п.1, согласно которому в резервуар для хранения дополнительно вводят гидроксид аммония.
  15. 15. Способ по п.1, согласно которому в резервуар для хранения дополнительно вводят метанол.
EA200870345A 2006-03-10 2007-03-12 Способ извлечения углеводородов из резервуаров для хранения EA017897B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US78122606P 2006-03-10 2006-03-10
US11/684,060 US8062510B2 (en) 2006-03-10 2007-03-09 Hydrocarbon recovery techniques
PCT/US2007/006163 WO2007106421A1 (en) 2006-03-10 2007-03-12 Hydrocarbon recovery techniques

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200870345A1 EA200870345A1 (ru) 2009-06-30
EA017897B1 true EA017897B1 (ru) 2013-04-30

Family

ID=38477841

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200870345A EA017897B1 (ru) 2006-03-10 2007-03-12 Способ извлечения углеводородов из резервуаров для хранения

Country Status (9)

Country Link
US (1) US8062510B2 (ru)
EP (1) EP1994258B1 (ru)
AU (1) AU2007225252B2 (ru)
BR (1) BRPI0708757B1 (ru)
CA (1) CA2645295C (ru)
EA (1) EA017897B1 (ru)
MX (1) MX2008011536A (ru)
NO (1) NO341087B1 (ru)
WO (1) WO2007106421A1 (ru)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113431534B (zh) * 2021-08-09 2022-11-08 北京科技大学 一种低渗致密油藏co2吞吐选井方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4676314A (en) * 1985-12-06 1987-06-30 Resurrection Oil Corporation Method of recovering oil
US5660231A (en) * 1993-06-25 1997-08-26 Aktsionernoe Obschestvo Zakrytogo Tipa "Biotekinvest" Method of producing hydrocarbons from subterranean formations
US5725054A (en) * 1995-08-22 1998-03-10 Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural & Mechanical College Enhancement of residual oil recovery using a mixture of nitrogen or methane diluted with carbon dioxide in a single-well injection process
US6068054A (en) * 1997-05-23 2000-05-30 Exxon Production Research Company Oil recovery method using an emulsion

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1393507A (en) * 1919-09-15 1921-10-11 Cornell Fred Oil service-fountain
US1592324A (en) * 1920-05-04 1926-07-13 Doherty Res Co Treatment and refining of mineral oils
DE1255333B (de) * 1924-12-25 1967-11-30 Deutsche Erdoel Ag Vorrichtung zur Bestimmung der Hoehenlage der Kontaktflaeche zwischen Salzwasser undFluessiggas in unterirdischen Fluessiggasspeichern
US2497946A (en) * 1943-02-09 1950-02-21 Dravo Corp Purging of hydrocarbon-containing chambers
US3608773A (en) * 1968-04-29 1971-09-28 Ashland Oil Inc Coated tank
US3654951A (en) * 1970-07-01 1972-04-11 Texaco Inc Liquid storage facility including self-actuating discharge conduit
GB1384881A (en) * 1971-01-19 1975-02-26 Clegg J R Method of removing liquid from vessels
US3745770A (en) * 1971-12-08 1973-07-17 Dow Chemical Co Method for the subterranean storage and withdrawal of a liquid
US3890796A (en) * 1972-03-03 1975-06-24 Said Vincent E Rossitto By Sai Method for removing liquid contaminants from a submerged tank
JPH068640B2 (ja) 1984-10-08 1994-02-02 瓜生製作株式会社 密閉容器への注油法
US4679627A (en) * 1985-08-12 1987-07-14 Harrison William M Method of oil recovery
US5638690A (en) * 1993-01-29 1997-06-17 Aka Industriprodukter Kyla Ab Method and apparatus for the cleansing of oil from refrigerating machines and heat pumps
BR9304238A (pt) * 1993-10-15 1995-06-06 Petroleo Brasileiro Sa Processo termo-químico de limpeza de tanques de armazenamento
US5778977A (en) * 1997-01-03 1998-07-14 Marathon Oil Company Gravity concentrated carbon dioxide for process
RU2125154C1 (ru) 1997-06-16 1999-01-20 Закрытое акционерное общество "Интойл" Способ разработки нефтяной залежи
NO305859B1 (no) * 1997-10-21 1999-08-09 Svein Olaf Lie Luft og gassbeholder og fremgangsmÕte for drenering av overgangsslange mellom tanker
RU2205948C1 (ru) 2001-10-31 2003-06-10 Шарифуллин Фарид Абдуллович Способ разработки нефтяной залежи
CA2519577C (en) * 2003-03-19 2012-10-02 Scepter Corporation Fluid transfer apparatus

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4676314A (en) * 1985-12-06 1987-06-30 Resurrection Oil Corporation Method of recovering oil
US5660231A (en) * 1993-06-25 1997-08-26 Aktsionernoe Obschestvo Zakrytogo Tipa "Biotekinvest" Method of producing hydrocarbons from subterranean formations
US5725054A (en) * 1995-08-22 1998-03-10 Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural & Mechanical College Enhancement of residual oil recovery using a mixture of nitrogen or methane diluted with carbon dioxide in a single-well injection process
US6068054A (en) * 1997-05-23 2000-05-30 Exxon Production Research Company Oil recovery method using an emulsion

Also Published As

Publication number Publication date
BRPI0708757A2 (pt) 2011-06-14
AU2007225252B2 (en) 2011-03-24
EP1994258A1 (en) 2008-11-26
CA2645295C (en) 2011-08-09
MX2008011536A (es) 2009-03-26
BRPI0708757B1 (pt) 2018-01-30
NO20084238L (no) 2008-11-28
EP1994258B1 (en) 2016-10-12
WO2007106421A1 (en) 2007-09-20
US8062510B2 (en) 2011-11-22
EP1994258A4 (en) 2012-12-19
US20070209970A1 (en) 2007-09-13
AU2007225252A1 (en) 2007-09-20
CA2645295A1 (en) 2007-09-20
EA200870345A1 (ru) 2009-06-30
NO341087B1 (no) 2017-08-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP3908780B1 (ja) 二酸化炭素溶解水による水溶性天然ガスの回収方法
JP4293906B2 (ja) 水和物から炭化水素を回収する方法
CN110821448B (zh) 一种海相天然气水合物的开采方法及开采装置
US11156064B2 (en) Natural gas hydrate solid-state fluidization mining method and system under underbalanced positive circulation condition
US20200291754A1 (en) Hydrate solid-state fluidization mining method and system under underbalanced reverse circulation condition
US10415388B2 (en) Apparatus for making underground reservoir
CN103442798B (zh) 储存物质的储存装置及储存方法
JP2009274047A (ja) 炭酸ガスの地中貯留システム
CN104533361B (zh) 一种聚合物驱注入井返出物的回收及再利用方法
US20200038807A1 (en) Method and apparatus for fixing carbon dioxide, and fuel gas desulfurization facility
EA017897B1 (ru) Способ извлечения углеводородов из резервуаров для хранения
KR20130073783A (ko) 해수를 이용한 배기가스에 함유된 이산화탄소를 해저심층에 격리하는 방법
CN109854212B (zh) 开采天然气水合物的方法
KR102138662B1 (ko) 이산화탄소 회수장치
Egorov et al. About transformation of the deep-water methane bubbles into hydrate powder and hydrate foam
US2896719A (en) Oil recovery process
JP5208862B2 (ja) エマルジョンの製造・注入装置及び方法並びにメタンハイドレートの採掘方法
CN116122781B (zh) 一种实现下伏游离气与海洋水合物联合开采装置与方法
CN101642633B (zh) 一种利用浮选柱分离回收萃取剂的方法
BR112019004552B1 (pt) Processo para produção de um armazenador de água
RU2283953C1 (ru) Способ обрушения пропластка нерастворимых пород при строительстве подземного резервуара в растворимых солях через скважину
Rejepovich et al. Use of foam systems in the drilling of oil and gas wells under conditions of abnormally low reservoir pressures
CN110778292A (zh) 一种海底可燃冰开采方法及装置
RU2229591C1 (ru) Способ добычи солей из соляных залежей
UA46111C2 (uk) Спосіб експлуатації підземного сховища газу, створеного в проникному пласті

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 KZ KG MD TJ TM

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): RU