EA031016B1 - Способ добычи углеводородов с использованием каверн - Google Patents
Способ добычи углеводородов с использованием каверн Download PDFInfo
- Publication number
- EA031016B1 EA031016B1 EA201491306A EA201491306A EA031016B1 EA 031016 B1 EA031016 B1 EA 031016B1 EA 201491306 A EA201491306 A EA 201491306A EA 201491306 A EA201491306 A EA 201491306A EA 031016 B1 EA031016 B1 EA 031016B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- cavity
- salt
- hydrocarbon
- underground
- stream
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 154
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 154
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 55
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 122
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 74
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 claims abstract description 39
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 claims abstract description 13
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 225
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 64
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 59
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 58
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims description 58
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 57
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 56
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 35
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 24
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 24
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 22
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 12
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 11
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 9
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 7
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 6
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 5
- 230000001788 irregular Effects 0.000 claims description 4
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 3
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims 1
- 230000001667 episodic effect Effects 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 80
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 72
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 49
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 35
- 239000000047 product Substances 0.000 description 32
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 29
- -1 oil or condensate Chemical class 0.000 description 18
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 14
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 10
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 8
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 6
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 6
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 5
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 5
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 4
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 3
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 2
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 2
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 241000212384 Bifora Species 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 239000005662 Paraffin oil Substances 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 229910052925 anhydrite Inorganic materials 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001748 carbonate mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N carbonyl sulfide Chemical compound O=C=S JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000007429 general method Methods 0.000 description 1
- 239000010438 granite Substances 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000008239 natural water Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 230000001932 seasonal effect Effects 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 241000894007 species Species 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000004222 uncontrolled growth Effects 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
-
- 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
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/35—Arrangements for separating materials produced by the well specially adapted for separating solids
-
- 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
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/38—Arrangements for separating materials produced by the well in the well
- E21B43/385—Arrangements for separating materials produced by the well in the well by reinjecting the separated materials into an earth formation in the same well
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
В вариантах осуществления, описанных в данном документе, создаются система и способы добычи углеводородов. Способ включает в себя подачу потока продукта напрямую из углеводородного коллектора в каверну и выполнение фазового сепарирования потока продукта в каверне для образования водной фазы и органической фазы. Способ также включает в себя подачу по меньшей мере части водной фазы или органической фазы или обеих напрямую из каверны на подземный объект и отгрузку по меньшей мере части органической фазы из каверны на поверхность.
Description
Область техники изобретения
Примеры вариантов осуществления изобретения относятся к подземной добыче, хранению и отгрузке углеводородов с использованием каверн на месторождении.
Предпосылки изобретения
Нефть и природный газ, которые получают из нефтяных скважин, можно хранить в подземных хранилищах нефти и природного газа. Существуют подземные хранилища нефти и природного газа трех основных типов, в том числе, водоносные коллекторы, истощенные нефтяные или газовые промысловые коллекторы и каверны, образованные в соляных или карбонатных пластах. Данные подземные сооружения характеризуются в основном своей емкостью, т. е., количеством нефти или природного газа, которое может содержаться в сооружении и своей выдачей, т.е., скоростью, с которой нефть или природный газ из сооружения можно извлекать.
Соляные каверны обычно создают с помощью бурения скважины в соляной пласт, например соляной купол или соляной слой и, используя воду для растворения и извлечения соли из соляного пласта, после которого остается значительное пустое пространство или каверна. Данный способ известен, как выщелачивание соляной каверны. Хотя соляные каверны обычно обходятся дороже водоносных и других коллекторов, они имеют весьма высокую выдачу, т.е., скорости извлечения и скорости нагнетания. Кроме того, стены соляной каверны имеют высокую прочность и устойчивость к разрушению и являются по существу непроницаемыми, обеспечивая незначительный уход нефти или природного газа из сооружения без целенаправленного извлечения.
Хранилища по типу соляной каверны обычно имеют емкость, составляющую только около одной сотой от емкости хранилища по типу водоносного коллектора и другого коллектора, имея средний диаметр около трехсот-шестисот футов (92-183 м) и высоту около двух-трех тысяч футов (610-915 м). Соответственно, емкость соляных каверн может находиться в диапазоне от около одного до около двадцати миллионов баррелей (159000-3180000 м3) нефти и природного газа.
Кроме соображений хранения, переработка и отгрузка нефти и природного газа также весьма важна. В настоящее время широко используют плавучие системы добычи, хранения и отгрузки нефти (FPSO), отвечающие требованиям эксплуатации в море. Плавучие системы добычи, хранения и отгрузки нефти являются плавучими установками, которые используют в нефтяной промышленности для получения и хранения нефти и природного газа с расположенных поблизости буровых платформ до отгрузки нефти и природного газа на танкер или транспортировки по трубопроводу. Вместе с тем, высокая стоимость установленного на поверхности соответствующего оборудования переработки, хранения и отгрузки ограничивает возможности эффективной эксплуатации запасов, в особенности в удаленных местах или в проблемной окружающей среде, например, в Арктике или при разработке на больших глубинах. Например, в некоторых вариантах главную часть общей стоимости разработки могут составлять высокие капитальные затраты и эксплуатационные расходы на установку.
Соответственно, ряд научных исследований направлен на поиск альтернативных методик создания сооружений переработки и хранения.
В публикации патента U.S. Patent Application Publication № 2009/0013697, Charles, et al., раскрыт способ и система для одновременной разработки подземных каверн и хранения текучей среды. Способ и система направлены на создание интегрированного энергетического производственного центра, выполненного с возможностью сведения воедино различных аспектов управляемого перемещения углеводородных и других текучих продуктов. Способ и систему можно применять для приема, хранения, переработки, сбора и передачи вниз по потоку углеводородных или других текучих продуктов. Текучие продукты, входящие в энергетический производственный центр, могут включать в себя природный газ и сырую нефть из трубопровода или танкера, сжиженный природный газ (СПГ) из танкера, сжатый природный газ из танкера и СПГ дозаправки из танкера, а также другие продукты из трубопровода или танкера. Хранение текучих продуктов может осуществляться на поверхности, в соляных кавернах или в подземных пластах и полостях. Перемещение текучей среды вниз по потоку можно проводить с помощью судна или танкера другого типа или с помощью трубопроводной системы. Кроме того, низкотемпературные текучие среды можно отгружать и отправлять в емкость хранения на поверхности энергетического производственного центра, затем перекачивать в испарители энергетического производственного центра и отправлять в подземное хранилище или распределительную сеть.
В патенте U.S. Patent № 5129759, Bishop, раскрыто морское хранилище и терминал. Морское хранилище и терминал включают в себя несколько подземных каверн, морскую платформу, которая включает в себя углеводородный трубопровод, проходящий в каждую из каверн, промысловый трубопровод, проходящий от платформы на одноточечные причальные устройства для соединения с разгружаемыми или загружаемыми супертанкерами, трубопровод текучей среды вытеснения, проходящий между соляными кавернами и подводным резервуаром и трубопровод, проходящий от платформ на берег. При раз
- 1 031016 грузке углеводородов с супертанкера часть потока углеводородов направляется на береговой трубопровод, а остальной поток направляется в углеводородные трубопроводы в подземные каверны. При подаче углеводородов в каверны несмешиваемая текучая среда вытесняется в трубопровод текучей среды вытеснения и резервуар. Впоследствии, при отборе углеводородов из подземных каверн несмешиваемая текучая среда перекачивается из резервуара в подземные каверны. Подземные каверны можно таким образом использовать как при кратковременном повышении объема хранения для разгрузки супертанкеров, так и для долгосрочного хранения углеводородов.
В публикации International Patent Publication № WO 2000/036270, Siegfried et al., раскрыты система и способ транспортировки, хранения и переработки углеводородов. Способ можно использовать для образования каверны хранения, связанной с нефтяной скважиной с помощью выщелачивания соли из соляного пласта. Способ можно также использовать для добычи нефти из нефтеносного пласта, которая включает в себя соединение каверны в соляном пласте с нефтеносным пластом и поддержание заданного давления в каверне, обеспечивающего заданную скорость подачи нефти из пласта в каверну. Дополнительно, способ можно использовать для добычи нефти из нефтеносного пласта с помощью бурения одного ствола скважины, который соединяет оборудование на поверхности, нефтеносный пласт и соляной пласт. После этого, соль можно выщелачивать из соляного пласта для образования каверны, нефтеносный пласт можно использовать для добычи нефти, и давление в каверне можно поддерживать на заданном уровне для обеспечения подачи нефти в каверну. Кроме того, можно создавать систему добычи нефти. Система может включать в себя ствол скважины с отверстием, соединяющим нефтеносный пласт и каверну. Система может также включать в себя трубу вытеснения для нагнетания или удаления текучей среды вытеснения в каверну/из каверны.
В патенте U.S. Patent № 3438203, Lamb et al., раскрыт способ удаления углеводородов из соляных каверн. Способ включает в себя удаление нефтяных и газовых углеводородов из подземных соляных каверн с помощью подачи нефти и газа в первую каверну, содержащую рассол, и хранения текучих сред до разделения нефти, газа и рассола. Газовую фазу можно затем удалять основным газовым потоком на берег, а нефть можно подавать во вторую каверну, содержащую рассол, используя накопленное давление в первой каверне. Газ можно отводить из основного газового потока в третью каверну, содержащую рассол до вытеснения рассола давлением газа и его подачи во вторую каверну, при котором нефть вытесняется во вторую каверну. Нефть можно затем подавать в зону погрузки.
В патенте U.S. Patent № 6820696, Bergman et al., раскрыты способ и система добычи нефти с использованием соляной каверны. Способ включает в себя бурение ствола скважины, которым оборудование на поверхности гидравлически сообщается с нефтеносным и соляным пластом. Соляную каверну можно выполнить с помощью выщелачивания соли из соляного пласта, в это время нефтеносный пласт можно готовить к эксплуатации. Давление в соляной каверне можно поддерживать ниже давления в нефтеносном пласте для обеспечения отбора нефти в соляной каверне. Периодически нефть можно вытеснять из соляной каверны на поверхность, нагнетая текучую среду в соляную каверну.
Вместе с тем, указанные выше методики не раскрывают систем или способов утилизации отходов из соляной каверны, исключающих образование зоны их появления на поверхности. Вместо этого, все указанные выше методики основаны на удалении отходов продуктов, таких как вода, рассол или излишки углеводородов из соляной каверны на поверхность для переработки и последующей утилизации. Таким образом, существует необходимость создания новых и улучшенных систем и способов, которые эффективно решают проблемы отходов, уменьшая стоимость эксплуатации и воздействие на окружающую среду.
Кроме того, указанные выше методики также не раскрывают полного разделения углеводородного потока в подземном пласте, например, в соляной каверне. Вместо этого, раскрыт способ удаления общего потока газа или нефти из соляной каверны. Вместе с тем использованные способы разделения могут не обеспечивать чистое разделение нескольких фаз в соляной каверне. Поэтому, необходимо также создание новых и улучшенных способов разделения потоков углеводородов в подземных пластах.
Сущность изобретения
В варианте осуществления создан способ добычи углеводородов. Способ включает в себя подачу потока продукта напрямую из углеводородного коллектора в каверну и выполнение фазового сепарирования потока продукта в каверне для образования водной фазы и органической фазы. Способ также включает в себя подачу по меньшей мере части водной фазы или органической фазы или обеих напрямую из каверны на подземный объект и отгрузку по меньшей мере части органической фазы из каверны на поверхность.
В другом варианте осуществления создана система добычи углеводородов. Система включает в себя каверну, выполненную с возможностью проведения фазового сепарирования, и углеводородный коллектор, связанный с каверной напрямую через подземный пласт. Система также включает в себя систему обратного нагнетания, выполненную с возможностью обратного нагнетания газового потока в углеводородный коллектор из каверны напрямую через подземный пласт и систему нагнетания, выполненную с возможностью нагнетания водного потока из каверны в водоносный коллектор напрямую через подземный пласт. Система дополнительно включает в себя соединение, выполненное с возможностью обеспе
- 2 031016 чения отгрузки по меньшей мере части органической фазы из каверны в транспортную систему.
В другом варианте осуществления создан способ сбора углеводородов. Способ включает в себя подачу углеводородного потока продукта из углеводородного коллектора напрямую в каверну и выполнение фазового сепарирования углеводородного потока продукта в каверне для получения нескольких отдельных потоков продукта, при этом разделенные потоки включают в себя поток жидкого углеводорода, газовый поток, водный поток и поток твердых частиц. Способ также включает в себя нагнетание некоторого количества потока газового продукта напрямую обратно в углеводородный коллектор в первый период времени и нагнетание некоторого количества потока водного продукта напрямую в водоносный коллектор во второй период времени. Способ дополнительно включает в себя подачу по меньшей мере части любого из отдельных потоков продукта в новый подземный объект по подземной линии.
Краткое описание чертежей
Преимущества представленных методик можно лучше понять из приведенного ниже подробного описания с прилагаемыми чертежами, на которых показано следующее.
На фиг. 1 показана система переработки, хранения и отгрузки жидкого углеводорода, такого как нефть или конденсат, и природного газа с использованием соляной каверны на месторождении.
На фиг. 2 показана система переработки, хранения и отгрузки жидкого углеводорода, такого как нефть или конденсат, и природного газа с использованием соляной каверны на месторождении, соединенной с несколькими линиями подачи скважин.
На фиг. 3 показана система переработки, хранения и отгрузки жидкого углеводорода, такого как нефть или конденсат, и природного газа с использованием двух соляных каверн на месторождении.
На фиг. 4 показана система переработки, хранения и отгрузки жидкого углеводорода, такого как нефть или конденсат, и природного газа с использованием трех соляных каверн на месторождении.
На фиг. 5 показана блок-схема последовательности операций способа переработки, хранения и отгрузки жидкого углеводорода, такого как нефть или конденсат и природного газа с использованием соляной каверны.
Подробное описание изобретения
В следующем разделе подробного описания раскрыты конкретные варианты осуществления настоящих методик. Вместе с тем, описанные ниже конкретные варианты осуществления настоящих методик являются только примерами. Соответственно, методики не ограничены конкретными вариантами осуществления, описанными ниже и включают в себя все альтернативы, модификации и эквиваленты в сущности и объеме прилагаемой формулы изобретения.
Вначале для простоты ссылки изложены некоторые термины, используемые в данной заявке, и их значения при использовании в данном контекст. При использовании в данном документе термина, не определенному ниже, специалистам в данной области техники следует давать самое широкое значение, отраженное по меньшей мере в одной публикации или выданном патенте. Дополнительно, настоящие методики не ограничены использованием терминов, приведенных ниже, поскольку все эквиваленты, синонимы, новые разработки и термины или методики, служащие аналогичным целям, считаются принадлежащими объему формулы настоящего изобретения.
Сооружение при использовании в данном документе представляет капитальный блок оборудования, с помощью которого текучие углеводороды либо добывают из коллектора или нагнетают в коллектор. В самом широком смысле термин сооружение применяется к любому оборудованию, которое может присутствовать вдоль пути потока между коллектором и пунктом назначения углеводородного продукта. Сооружения могут включать в себя буровые платформы, эксплуатационные платформы, эксплуатационные скважины, нагнетательные скважины, скважинные трубные системы, оборудование устья скважины, сборные трубопроводы, манифольды, насосы, компрессоры, сепараторы, промысловые трубопроводы на поверхности и выпускные устройства потока продукта. В некоторых случаях термин сооружение на поверхности используют для отличия такого сооружения от скважин. Сеть сооружений является полным набором сооружений, представленных в модели, которая должна включать в себя все скважины и сооружения на поверхности между оборудованием устья скважин и выпускными устройствами продукта.
Термин газ используется взаимозаменяемо с термином пар и означает вещество или смесь веществ в газообразном состоянии, отличном от жидкого или твердого состояния. Аналогично, термин жидкость означает вещество или смесь веществ в жидком состоянии отличном от газообразного или твердого состояния. При использовании в данном документе текучая среда является общим термином, который может включать в себя газы, жидкости, комбинации того и другого и закритические текучие среды.
Углеводород является органическим соединением, которое в основном включает в себя элементы водород и углерод, хотя азот, сера, кислород, металлы или любые другие элементы могут присутствовать в небольших количествах. При использовании в данном документе углеводороды в общем относятся к органическим материалам, которые транспортируют по трубопроводу, таким как любая форма природного газа, конденсат, сырая нефть или их комбинации. Углеводородный поток является потоком продукта, обогащенным углеводородами с помощью удаления других веществ, таких как вода. Углеводородный поток можно также называть органической фазой.
- 3 031016
Сжиженный природный газ или СПГ является природным газом, перерабатываемым для удаления примесей, например, азота и воды или тяжелых углеводородов и затем конденсируемым в жидкость при давлении близком к атмосферному с помощью охлаждения и сброса давления.
При использовании в данном документе термин природный газ или просто газ относится к многокомпонентному газу, полученному из нефтяной или газоконденсатной скважины (попутный газ) или из подземного газоносного пласта (не попутный газ). Состав и давление природного газа могут значительно варьироваться. Типичный поток природного газа содержит метан (СН4) как главный компонент. Необработанный природный газ должен также обычно содержать этан (С2Н6), другие углеводороды, один или несколько кислых газов (таких как двуокись углерода, сероводород, сернистый карбонил, сероуглерод и меркаптаны) и небольшие количества таких вредных примесей, как вода, азот, сульфид железа, парафин и сырая нефть.
Давление является силой, передаваемой на единицу площади поверхности объема текучей средой. Давление может выражаться в фунтах на квадратный дюйм (psi). Атмосферное давление является локальным давлением воздуха. Абсолютное давление (psia) является суммой атмосферного давления (14,7 psia в стандартных условиях)(101 Кпа) плюс манометрическое давление (psig). Манометрическое давление (psig) является давлением, измеренным манометром, который показывает только давление, превышающее локальное атмосферное давление (т.е., манометрическое давление 0 psig соответствует абсолютному давлению 14,7 psia(101 Кпа).
Текучая среда добычи относится к жидкому или газообразному потоку продукта, получаемому из подземного пласта, например, пласта, богатого органическими отложениями.
Текучие среды добычи могут включать в себя как углеводородные текучие среды, так и неуглеводородные текучие среды. Например, текучие среды добычи могут включать в себя без ограничения этим нефть, конденсат, природный газ и воду.
Значительный применительно к качеству или количеству материала или его конкретной характеристике означает, количество материала или значение его характеристики достаточное для заданного действия. Точное допустимое отклонение может в некоторых случаях зависеть от конкретного контекста.
Скважина или ствол скважины относится к отверстию в подземной среде, выполненному с помощью бурения или вставления трубы в подземный пласт. Термины являются взаимозаменяемыми, когда относятся к отверстию в пласте. Скважина может иметь, по существу, круглое сечение или другие формы сечения, например круги, овалы, квадраты, прямоугольники, треугольники, щели или другие правильные или неправильные формы. Скважины можно выполнять обсаженными, обсаженными с цементированием или с зоной необсаженного забоя и скважины могут иметь любой тип, в том числе, без ограничения этим, являться эксплуатационными, экспериментальными и разведочными или т.п. Скважина может являться вертикальной, горизонтальной или проходить под любым углом между вертикалью и горизонталью (наклонно-направленная скважина), например, вертикальная скважина может включать в себя не вертикальный компонент.
Общий объем хранения относится к максимальному количеству или самому большому объему нефти, конденсата и природного газа, который можно хранить в подземном хранилище. Общий объем углеводорода в хранилище относится к фактическому количеству жидкого углеводорода, такого как нефть, конденсат или природный газ, который находится в подземном хранилище в конкретный момент времени. Базовый углеводород, или буферный углеводород является минимальным количеством или самым низким объемом, который может располагаться в подземном хранилище в любой момент времени для поддержания адекватного давления и скоростей выдачи в сооружении. Рабочий объем углеводорода является общим объемом хранения минус буферный углеводород или максимальное количество жидкого углеводорода, такого как нефть или конденсат, и природного газа, который можно получить из подземного хранилища. Рабочий углеводород является углеводородом в хранилище минус буферный углеводород или общим количеством углеводорода, который можно получить из подземного хранилища в любой момент времени.
Перфорации являются проемами, щелями, отверстиями или дырами в стенке трубопровода, трубного изделия, трубы или другого пути потока, которые обеспечивают приток в или выпуск из трубопровода, трубного изделия, трубы или другого пути потока. Перфорации могут обеспечивать сообщение ствола скважины с коллектором, и перфорации можно размещать проходящими через обсадную колонну и цементную оболочку, окружающую обсадную колонну, для обеспечения притока углеводорода в ствол скважины и если необходимо, обеспечения прохода текучих сред обработки из ствола скважины в пласт. Перфорации могут иметь любую форму, например круглую, прямоугольную, щелевую или т.п. Термин не ограничивает способа выполнения отверстий, т.е., не требует их выполнения перфорированием, или расположения отверстий. Перфорированную скважину можно использовать для нагнетания или отбора текучих сред из коллектора, такого как трещины в слое горячей сухой породы.
Обработка пласта для интенсификации притока относится к любой методике обработки пласта для интенсификации притока известной в технике для увеличения добычи требуемых текучих сред из подземного пласта, смежного с участком ствола скважины. Такие методики включают в себя без ограничения этим кислотную обработку под давлением ниже давления гидроразрыва, кислотный гидроразрыв,
- 4 031016 гидравлический разрыв пласта, перфорирование и гидроабразивное перфорирование.
Гидравлический разрыв пласта, также именуемый просто гидроразрывом пласта или гидроразрывом относится к разрушению структуры на интервале обработки, например, подземного пласта сланцев от приложенного термического или механического напряжения. Такое разрушение структуры в общем улучшает проницаемость интервала обработки для текучих сред и увеличивает доступность углеводородного компонента к таким текучим средам. Гидроразрыв пласта можно также выполнять с помощью разрушения породы на интервале обработки химическим средством. Гидроразрыв пласта можно использовать для разрыва геологического пласта и создания трещины, т. е. пласта породы вокруг ствола скважин, с помощью нагнетания насосами текучей среды под очень высоким давлением, для увеличения дебитов добычи из углеводородного коллектора.
Кислотная обработка относится к общему способу ввода кислоты в забойную зону скважины для выполнения требуемой функции, например, для кислотной обработки участка подземного пласта или любого повреждения, содержащегося в нем. Кислотная обработка обычно улучшает добычу углеводорода благодаря растворению породы в пласте, увеличивающему каналы, через которые углеводородный поток может проходить, что увеличивает радиус действия скважины.
При использовании в данном документе термин заканчивание может относиться к способу подготовки скважины к эксплуатации или нагнетанию с помощью выполнения нескольких работ, таких как установка пакеров, установка клапанов, цементирование, гидравлический разрыв пласта, кислотная обработка, перфорирование и т.п. Данный набор работ дает в результате создание или улучшение физического соединения скважины с породой коллектора, при котором углеводороды и вода могут легче проходить между коллектором и скважиной, и механическую устойчивость скважины к физическим нагрузкам. Например, процедуры заканчивания могут включать в себя подготовку забойной зоны скважины по требуемым техусловиям, спуск эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб в ствол скважины и выполнение перфорирования и обработки пласта для интенсификации притока для подготовки скважины к добыче или нагнетанию. Эксплуатационная колонна насосно-компрессорных труб является оборудованием из насосно-компрессорных труб, которое используют в стволе скважины для создания пути для добываемых текучих сред.
Заканчивание скважины с необсаженным забоем относится к способу оборудования ствола скважины, в котором обсадная колонна не доходит по существу до забоя ствола скважины. Для скважины с необсаженным забоем колонна хвостовика имеет прямое гидравлическое сообщение с пластом. Заканчивание с обсаженным стволом относится к способу оборудования ствола скважины, в котором обсадная колонна доходит по существу до забоя ствола скважины. Для скважины с обсаженным забоем нижняя колонна не имеет прямого гидравлического сообщения с пластом, но вместо этого цементируется или является обсадной колонной.
Слоистые соляные пласты, т.е., соляные слои в общем включают в себя многочисленные слои соли, разделенные слоями других горных пород, таких как сланцы, песчаники, доломиты и ангидриты и часто содержат примеси. Соляные слои обычно залегают на глубинах от около пятисот до шести тысяч футов (152-1830 м) от поверхности и могут иметь толщину до около трех тысяч футов (915 м). Соляной слой можно также называть соляной плоской залежью.
Соляные купола являются крупными, пальцевидными выступами почти чистой соли, поднявшимися над соляной плоской залежью. Соляные купола медленно образуются, когда соль скрывается под тяжелыми пластами горных пород кровли. Нефть, газ и другие полезные ископаемые часто обнаруживают вокруг краев соляных куполов. Вершины соляных куполов могут достигать поверхности или могут находиться на тысячи футов ниже поверхности. Кроме того, соляные купола обычно имеют ширину от около одной второй мили (800 м) до пяти миль (8000 м).
Подземный пласт является подземной геологической структурой, вне зависимости от размера, содержащей скопление подземных осадочных, метаморфических или магматических пород, консолидированных или неконсолидированных, и другие подземные вещества, в твердом, полутвердом, жидком или газообразном состоянии, относящиеся к геологическому развитию подземной области. Подземный пласт может содержать многочисленные геологические слои различного возраста, текстуры и минералогических составов. Подземный пласт может включать в себя подземный коллектор, содержащий нефть или другие газообразные или жидкие углеводороды, воду или другие текучие среды. Подземный пласт может включать в себя, без ограничения этим геотермальные коллекторы, нефтяные коллекторы изолированные коллекторы и т. п.
Коллектор является подземным пластом породы, из которого можно отбирать текучую среду добычи или в который можно нагнетать побочные продукты. Пласт породы может включать в себя гранит, кремний, карбонаты, глины и органические вещества, такие как нефть, газ или уголь, среди прочего. Коллекторы могут иметь различную толщину, от менее одного фута (0,3 м) до сотен футов. Проницаемость коллектора дает возможность добычи. При использовании в данном документе коллектор может также включать в себя слой горячей сухой породы, используемый для получения геотермальной энергии. Коллектор может часто располагаться на глубине 50 м или глубже от поверхности земли или морского дна.
- 5 031016
Раковина является высокопроницаемым каналом в пласте, образовавшемся в результате деятельности человека. Конкретнее, раковины можно создавать способом растворения карбонатов кислотой или с помощью удаления тяжелой нефти, твердых частиц или других материалов из пласта через ствол скважины, создавая при этом пониженное давление в зоне вокруг ствола скважины. Дополнительные материалы могут затем поступать в данную зону низкого давления, оставляя после себя раковины. Раковины обычно проходят, удаляясь от зоны низкого давления, вокруг ствола скважины и могут являться открытыми путями в виде труб или просто зонами более высокой пористости и проницаемости, чем окружающий не естественно образовавшийся пласт.
Обзор
В вариантах осуществления, раскрытых в данном документе, созданы способы и системы, обеспечивающие добычу, хранение и отгрузку жидкого углеводорода, такого как нефть или конденсат или природного газа или любой их комбинации, с использованием подземных каверн. Систему, описанную в данном документе, можно назвать каверной подземной добычи, хранения и отгрузки или подземным блоком добычи, хранения и отгрузки. Подземный блок добычи, хранения и отгрузки настоящей системы может заменить плавучую систему добычи, хранения и отгрузки нефти для уменьшения высокой стоимости оборудования переработки, хранения и отгрузки на поверхности, рассмотренного выше. Применение подземного блока добычи, хранения и отгрузки может снизить стоимость работ, в особенности на морских, глубоководных, арктических или удаленных площадках. Например, стоимость работ можно уменьшить благодаря уменьшению энергозатрат, требуемых для обратного нагнетания и перекачки в скважины. Кроме того, подземная переработка может уменьшать или исключать объемы емкостей сепарирования и хранения и возможные площади под оборудование на поверхности, благодаря созданию сооружений, не использующих системы сжигания в факеле и, в некоторых вариантах имеет близкие к нулевым выбросы.
Система и способы, раскрытые в данном документе, могут включать в себя создание крупных соляных каверн с высокими общими объемами хранения, например, порядка один миллион (159000 м3) - десятки миллионов баррелей. Использование таких крупных соляных каверн может обеспечивать продолжительное время сепарирования и хранения углеводородов. При этом скважины и коллекторы можно эксплуатировать медленно и равномерно в течение месяцев или лет, когда корабли или танкеры только периодически приходят забрать углеводороды. Кроме того, потенциально продолжительное время хранения может делать строительство сооружения на небольших или изолированных коллекторах рентабельным, в частности на удаленных площадках с сезонными тяжелыми погодными условиями. Дополнительно, такие системы могут обеспечивать разработку запасов в условиях Арктики, где скважины закрыты льдом в течение значительного времени каждый год.
На фиг. 1 показана система 100 переработки, хранения и отгрузки жидкого углеводорода, такого как нефть или конденсат, и природного газа с использованием соляной каверны на месторождении 102. В данном варианте осуществления нефть является примером жидкого углеводорода. Система 100 включает в себя соляную каверну 102, соединенную с платформой 104 или другим временным или постоянным сооружением. Любое число различного типа платформ, буровых установок или других сооружений можно использовать. Кроме того, платформа 104 может включать в себя дополнительное оборудование 106, например, вышку и емкости хранения для отгрузки углеводородов или воды для выщелачивания соляной каверны. Платформу 104 можно использовать для транспортировки добываемых текучих сред на береговые сооружения по трубопроводу (не показано) или для хранения текучих сред в танках для отгрузки в другие емкости. Кроме того, платформу 104 можно крепить к морскому дну 108 несколькими оттяжками 110, или платформа может являться свободно плавающим судном. Соляная каверна 102 может соединяться с платформой 104, например, линиями 112 и 114 добычи. Линии 112 и 114 добычи могут быть гибкими для обеспечения перемещения платформы 104. Линию 112 подачи нефти можно использовать для транспортировки нефти на платформу 104, а газовую линию 114 можно использовать для транспортировки газа на платформу 104.
Соляная каверна 102 может также соединяться с несколькими другими линиями, такими как линии 116, 118 и 120. В некоторых вариантах осуществления линии 116, 118 и 120 могут обсаживаться для предотвращения блокирования вследствие ползучести соли или неконтролируемого роста вследствие воздействия поступающей воды. Скважинную линию 116 подачи можно использовать для транспортировки углеводородного потока из несущего углеводород пласта 122 в соляную каверну 102. Соляную каверну 102 можно использовать как емкость мультифазного сепарирования для сепарирования потока продукта на газ 124, нефть 126, воду 128 и твердую фазу 130. Некоторое количество сепарированного газа 124 можно нагнетать обратно в несущий углеводород пласт 122 по линии 118 обратного нагнетания газа. Кроме того, некоторое количество подтоварной воды 128 можно нагнетать обратно в водоносный коллектор 132 или любой другой водный объект по линии 120 нагнетания воды.
В некоторых вариантах осуществления соляную каверну 102 можно создавать в соляной плоской залежи 134. В других вариантах осуществления соляную каверну 102 можно создавать в соляном куполе (не показано). Соляная плоская залежь 134 или соляной купол могут располагаться под покрывающим слоем 136 породы, который может располагаться под дном океана 138 или другого водного объекта.
- 6 031016
Вместе с тем, методики не ограничены подводными работами и могут использоваться для сухопутных месторождений, например, в удаленных областях. Углеводородный коллектор 122 и водоносный коллектор 132 могут располагаться в одном или нескольких подземных пластах 140, расположенных снизу, сбоку или выше соляной плоской залежи 134 или соляного купола. Дополнительно, водоносный коллектор 132 может гидравлически соединяться с углеводородным коллектором 122, так что любая вода, нагнетаемая в водоносный коллектор, поддерживает или увеличивает давление углеводородного коллектора.
Соляную каверну 102 можно построить несколькими различными способами. Обычно соляные каверны выполняют способом добычи растворением или выщелачивания соляной каверны. Оборудование бурения скважины можно использовать для бурения ствола с поверхности вглубь соляной плоской залежи 134. Часть конструкции скважины выше соляной плоской залежи 134 можно крепить несколькими концентрическими трубными обсадными колоннами. Обсадные колонны часто цементируют на месте установки и используют для предотвращения обрушения ствола. Трубу меньшего диаметра, называемую колонной насосно-компрессорных труб, можно спускать в центральную обсадную колонну, создавая путь, по которому текучие среды могут входить в скважину или выходить из скважины.
Для образования соляной каверны 102, можно выполнять водное выщелачивание скважины, прокачивая ненасыщенную воду, т.е., пресную воду, слабоминерализованную воду или морскую воду через скважину. При контакте ненасыщенной воды с соляной плоской залежью 134 соль может растворяться до насыщения воды солью. Насыщенный рассол можно затем перекачивать на поверхность или в другое место под землей, например водоносный коллектор 132, создавая пространство каверны. Требуемый размер и форму соляной каверны 102 можно затем получить, попеременно выводя рассол из соляной каверны 102 и нагнетая дополнительную ненасыщенную воду в соляную каверну 102. Требуемый размер и форму соляной каверны 102 можно определить на основе планов использования соляной каверны 102 и характеристик соляной плоской залежи 134 или другого соляного пласта, в котором каверну строят. После образования соляной каверны 102 стены соляной каверны 102 являются весьма прочными вследствие экстремальных геологических давлений. Любые трещины, которые могут возникать на стенах каверны, почти мгновенно уплотняются вследствие естественного самовосстановления соляной каверны 102.
Следует понимать, что упомянутый выше способ строительства соляной каверны 102 является только примером одной из многих различных методик создания на месторождении соляных каверн. В некоторых вариантах осуществления другие выемочные технологии можно использовать для строительства соляной каверны 102. Примеры таких выемочных технологий включают в себя микротуннелирование, расхаживание, бурение, гидромониторную выемку или использование механических систем или любых их комбинаций, соединенных с креплением горной породы, когда необходимо. Дополнительно, в других вариантах осуществления одну соляную каверну можно выполнить с возможностью обслуживания нескольких отдельных углеводородных коллекторов при использовании методик наклоннонаправленного бурения с большим отходом. Указанное может обеспечивать экономичную разработку множества мелких многожильных нефтяных и газовых залежей. В другом варианте осуществления соляную каверну 102 можно создавать с использованием ненасыщенной воды для создания раковин в соляном пласте и таким образом увеличения размера соляной каверны 102. Ненасыщенную воду можно нагнетать с конкретными расходами для обеспечения надлежащего образования соляной каверны 102.
Соляную каверну 102 можно строить любой из различных форм. Форму соляной каверны 102 можно определять на основе многих различных факторов, таких как требуемые производительность и объем. Кроме того, варианты, в которых подземный соляной пласт 134 является соляным куполом или соляным слоем могут также играть роль в определении формы соляной каверны 102. Возможные формы соляной каверны включают в себя цилиндрические формы, конические формы или неправильные формы.
Соляная каверна на месторождении
На фиг. 2 показана система 200 переработки, хранения и отгрузки жидкого углеводорода, такого как нефть или конденсат и природного газа с использованием соляной каверны на месторождении 102, соединенной с многочисленными линиями подачи скважин. Для примера в вариантах осуществления, раскрытых в данном документе, нефть используется в качестве жидкого углеводорода. Система 200 может включать в себя соляную каверну 102, соединенную с платформой 104 или другим сооружением. Части, показанные повторно, описаны выше при рассмотрении фиг. 1. Соляная каверна 102 может соединяться с платформой 104 линией 202 добычи. Линия 202 добычи может являться гибкой для обеспечения перемещения платформы 104. Кроме того, линию 202 добычи можно использовать для транспортировки газа и нефти на платформу 104, например, в нескольких трубах в линии 202 добычи. Любое число дополнительных линий (не показано) можно добавлять к системе 200 и можно использовать для транспортировки добываемых текучих сред, таких как нефть и газ, на платформу 104.
Соляная каверна 102 может также соединяться с несколькими другими линиями, такими как линии 204, 206 и 208. Линию 204 добываемой текучей среды можно использовать для транспортировки углеводородного потока из углеводородного коллектора 122 в соляную каверну 102. Например, скважинные линии 210, 212 и 214 подачи могут соединяться с линией 204 добываемой текучей среды для обеспечения нагнетания углеводородного потока из углеводородного коллектора 122 в соляную каверну 102. Ли
- 7 031016 ния 204 добываемой текучей среды может использовать вспомогательное оборудование 216 для содействия перемещению углеводородного потока по линии 204.
Вспомогательное оборудование 216 может включать в себя насосы, компрессоры и клапаны в зависимости от характеристик углеводородного потока и перепада давления между углеводородным коллектором 122 и соляной каверной 102.
Соляную каверну 102 можно использовать в качестве емкости мультифазного сепарирования для сепарирования потока продукта на газ 124, нефть 126, воду 128 и твердую фазу 130, как рассмотрено выше и показано на фиг. 1. Некоторое количество сепарированного газа 124 можно нагнетать обратно в углеводородный коллектор 122 через газовую линию 206. Кроме того, некоторое количество сепарированной воды 128 можно нагнетать в водоносный коллектор 132 или любой другой расположенный вблизи водный объект по линии 208 нагнетания воды. Линии 206 и 208 могут также включать в себя вспомогательное оборудование 216 для содействия перемещению текучих сред, рассмотрено выше.
Две соляных каверны на месторождении
На фиг. 3 показана система 300 переработки, хранения и отгрузки жидкого углеводорода, такого как нефть или конденсат, и природного газа с использованием двух соляных каверн 102 и 302 на месторождении. Части, показанные повторно, описаны выше при рассмотрении фиг. 1. Для примера в вариантах осуществления, раскрытых в данном документе, нефть используется в качестве жидкого углеводорода. Соляные каверны 102 и 302 могут соединяться друг с другом линиями 304 добычи. Линию 304 добычи можно также использовать для транспортировки углеводородного потока из первой соляной каверны 102 во вторую соляную каверну 302 по завершении начального процесса сепарирования в первой соляной каверне 102.
Углеводородный поток продукта можно подавать из углеводородного коллектора 122 в соляную каверну 102 через скважинную линию 306 подачи. В первой соляной каверне 102 мультифазным сепарированием можно разделять углеводородный поток на газ 124, нефть 126, воду 128 и твердую фазу 130 или любые их комбинации, как рассмотрено выше и показано на фиг. 1. Некоторый объем газа 124 можно затем нагнетать обратно в углеводородный коллектор 122 по линии 308 обратного нагнетания газа. Кроме того, некоторый объем воды 12 8 можно нагнетать в водоносный коллектор 132 или другой расположенный вблизи водный объект по линии 310 нагнетания воды.
Во второй соляной каверне 302, углеводородный поток можно дополнительно разделять на газ 312 и нефть 314. Газ 312 можно отправлять на платформу 104 или другое сооружение через газовую линию 316 добычи, а нефть 314 можно отправлять на платформу 104 через нефтяную линию 318 добычи для хранения или получения. Линии 316 и 318 добычи можно также использовать для соединения обеих соляных каверн 102 и 302 с платформой 104. Линии 316 и 318 добычи могут являться гибкими для обеспечения перемещения платформы 104.
Три соляных каверны на месторождении
На фиг. 4 показана систем 400 переработки, хранения и отгрузки жидкого углеводорода, такого как нефть или конденсат, и природного газа с использованием трех соляных каверн 102, 402 и 404 на месторождении. Части, показанные повторно, описаны выше при рассмотрении фиг. 1. Для примера в вариантах осуществления, раскрытых в данном документе, нефть используется в качестве жидкого углеводорода. Первые две соляные каверны 102 и 402 могут соединяться друг с другом с использованием линии 406 добычи. Таким образом, линию 406 добычи можно использовать для транспортировки углеводородного потока продукта из первой соляной каверны 102 во вторую соляную каверну 402 по завершении начального процесса сепарирования в первой соляной каверне 102.
Углеводородный поток продукта можно подавать из углеводородного коллектора 410 в первую соляную каверну 102 через линии 410 и 412 добычи. В соляной каверне 102 мультифазный процесс сепарирования можно использовать для разделения углеводородного потока на газ 124, нефть 126, воду 128 и твердую фазу 130 или любые их комбинации, как описано выше и показано на фиг. 1, 2 и 3. Некоторый объем газа 124 можно затем нагнетать обратно в углеводородный коллектор 122 по линии 414 обратного нагнетания газа. Кроме того, некоторый объем воды 128 можно нагнетать в водоносный коллектор 132 или другой расположенный вблизи водный объект по линии 416 нагнетания воды.
Сепарированный углеводородный поток продукта можно подавать из первой соляной каверны 102 во вторую соляную каверну 402 по линии 406 добычи, как рассмотрено выше. Во второй соляной каверне 402 углеводородный поток продукта можно дополнительно разделять на газ 418 и нефть 420. Газ 418 можно отправлять на платформу 104 или другое сооружение по линии 422 добычи, а нефть 420 можно отправлять на платформу 104 по линии 424 добычи для хранения или получения. Линии 422 и 42 4 добычи можно также использовать для соединения соляных каверн 102 и 402 с платформой 104. Линии 422 и 424 добычи могут являться гибкими для обеспечения перемещения платформы 104.
Третью соляную каверну 404 можно использовать в качестве емкости хранения газа. Третья соляная каверна 404 может соединяться с первой соляной каверной 102 газовой линией 426. Кроме того, третья соляная каверна 404 может также соединяться со второй соляной каверной 402 газовой линией 428. Газ 124 из первой соляной каверны 102 и газ 418 из второй соляной каверны 4 02 можно нагнетать в третью соляную каверну 404 для поддержания надлежащих давлений в первых двух соляных кавернах 102 и 402.
- 8 031016
Газ можно затем хранить в третьей соляной каверне 404 в течение долгого времени или до того, как потребуется его сжатие, получение или обратное нагнетание.
В различных вариантах осуществления системы 100, 200, 300 и 400, т.е. системы или блоки переработки, хранения и отгрузки, могут включать в себя любое число дополнительных соляных каверн. Дополнительные соляные каверны можно использовать для сепарирования углеводородных потоков или для хранения ранее сепарированных углеводородных потоков продукта. Кроме того, в варианте осуществления любое число соляных каверн можно соединять последовательно и использовать в качестве емкости мультифазного сепарирования для получения требуемой степени сепарирования. В другом варианте осуществления соляная каверна может функционировать в качестве емкости мультифазного сепарирования и может соединяться с любым числом дополнительных соляных каверн, при этом дополнительные соляные каверны могут хранить углеводородные продукты в течение долгого времени или до того, как потребуется получение углеводорода для эксплуатационных целей.
Системы переработки, хранения и отгрузки могут включать в себя активные средства управления для мониторинга давления и уровней текучей среды в соляных кавернах. Любое число детекторов или датчиков давления или уровня различных типов можно использовать для данной цели. Например, нуклонный уровнемер можно использовать в качестве детектора уровня в соляной каверне. Данные системы включают в себя источник, испускающий узкий пучок радиоактивного излучения, проходящий через текучую среду к детектору. Детектор может измерять электромагнитную энергию, поступающую от источника, когда уровень текучей среды поднимается в емкости. Детектор может точно определять уровень текучей среды согласно количеству обнаруженной электромагнитной энергии, поскольку текучая среда может с изменением экранировать радиоактивное излучение, попадающее на детектор. В некоторых вариантах осуществления детектор и источники можно крепить к колонне насосно-компрессорных труб, обсадным колоннам или в кольцевых пространствах, для осуществления измерения уровней между детектором и источником.
В некоторых вариантах осуществления преобразователь сигнала уровня датчика перепада давления можно использовать для измерения уровня текучей среды в соляной каверне. Преобразователь сигнала уровня датчика перепада давления измеряет уровень текучей среды в емкости с помощью определения гидростатического давления текучей среды в емкости с использованием детектора, установленного на дне емкости. В некоторых вариантах осуществления оптический уровнемер может измерять уровень текучей среды в соляной каверне с помощью детектирования отраженного света в каверне при подъеме уровня текучей среды. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления детектор показателя преломления можно также использовать для измерения уровня текучей среды в соляной каверне. Детектор показателя преломления, аналогично оптическому уровнемеру, может измерять уровень текучей среды в соляной каверне с помощью детектирования преломления или поглощения светового пучка в детекторе при подъеме уровня текучей среды над детектором.
В некоторых вариантах осуществления можно выполнять мониторинг давления в соляной каверне с использованием диафрагменного тензометра. Диафрагменный тензометр может детектировать давление в соляной каверне с помощью измерения деформации диафрагмы, когда давление в соляной каверне передается на диафрагму. Детекторы или датчики давления любых других типов, например, датчики перепада давления, можно использовать. Средства активного управления давлением и уровнем текучей среды могут также включать в себя насосы, обратные клапаны, клапаны любых других типов или любые их комбинации для обеспечения эффективного регулирования давления и уровня текучей среды в соляной каверне.
Электроэнергия может подаваться в системы переработки, хранения и отгрузки из нескольких источников. Электроэнергия может подаваться непрерывно из источника на верхнем строении платформы, например, или может подаваться эпизодически с корабля, танкера или другого морского плавсредства. Дополнительно, электроэнергию могут вырабатывать турбогенераторы, использующие перепады давления между различными подземными пластами. В других вариантах осуществления ядерный источник электроэнергии можно использовать для электроснабжения системы переработки, хранения и отгрузки. Кроме того, источник электроэнергии может не требоваться для некоторых частей системы переработки, хранения и отгрузки. Например, перепад давления между водоносным коллектором и соляной каверной может быть таким, что источник электроэнергии не требуется для привода нагнетания воды из соляной каверны в водоносный коллектор. В некоторых вариантах применения давление в соляной каверне можно поддерживать на относительно высоком уровне для уменьшения потребления электроэнергии для нагнетания воды или газа в расположенные поблизости истощенные водоносные коллекторы, углеводородные коллекторы или другие подземные пласты. В некоторых вариантах осуществления в первой соляной каверне в системе 300 или 400 переработки, хранения и отгрузки можно поддерживать самое высокое давление, а в последней соляной каверне можно поддерживать самое низкое давление для обеспечения перемещения углеводородного потока через систему 300 или 400 переработки, хранения и отгрузки и содействия стабилизации жидкого углеводорода. Условия в каждой системе переработки, хранения и отгрузки могут варьироваться согласно расположению конкретной системы и относительных глубин и давлений различных пластов. Поэтому параметры каждой системы переработки, хранения и отгрузки
- 9 031016 можно регулировать, учитывая конкретные условия и ограничения системы.
Стены соляных каверн в системе переработки, хранения и отгрузки можно снабжать покрытием для замедления скорости растворения соляных каверн и, при этом, обеспечения более высокой степени устойчивости в соляных кавернах. Такие покрытия могут включать в себя полимеры и менее растворимые соли.
В соляных кавернах можно поддерживать, по меньшей мере, некоторый уровень текучей среды все время для гарантии сохранения в соляной каверне давления в конкретном диапазоне. Указанный уровень можно назвать уровнем базового углеводорода или буферного углеводорода для соляной каверны. Поддержание, по меньшей мере, базового уровня углеводорода в соляной каверне помогает предотвратить обрушение соляной каверны и также поддерживает скорости выдачи на требуемом уровне.
Твердая фаза, сепарированная из углеводородного потока в соляной каверне, может обеспечивать дополнительную стабильность соляной каверны, действуя в качестве защитного барьера на дне соляной каверны. Твердая фаза может действовать, как замедлитель против дополнительного растворения в направлении вниз вследствие уменьшения потенциального количества ненасыщенной воды, которая может поддерживать контакт с солью на дне каверны.
В некоторых вариантах осуществления платформа, которая соединяется с соляной каверной в системе переработки, хранения и отгрузки, может также относиться к другим типам транспортирующих систем, таким как корабли или танкеры. Транспортирующая система может доставлять углеводороды по трубопроводу на береговые или морские площадки для получения или хранения. В некоторых вариантах применения платформа или транспортирующая система может отсоединяться от соляной каверны и перемещаться на другую площадку. В данном варианте соляная каверна может функционировать независимо до прихода другой транспортирующей системы для продолжения отбора углеводорода. Данный вид прерываемого отбора может являться особенно полезным в экстремальных окружающих средах, таких как в Арктике, где лед и другие погодные условия могут препятствовать получению углеводородов в зимний период.
Хотя системы, раскрытые в данном документе, описаны применительно к использованию соляной каверны, следует понимать, что подземную каверну любого другого типа можно также использовать в соединении с настоящими системами. Например, карбонатные каверны можно использовать в соединении с настоящими системами. Карбонаты являются классом осадочных горных пород, составленных в основном из карбонатных минералов одной или нескольких категорий, в том числе известняка и доломита. Соляные каверны можно создавать с помощью водного выщелачивания, рассмотренного выше, а карбонатные каверны можно создавать через кислотное выщелачивание. Карбонатные каверны могут являться предпочтительными в некоторых вариантах применения вследствие их высокой структурной устойчивости. Вследствие характеристик карбоната карбонатные каверны могут быть меньше подвержены кислотному или водному выщелачиванию после создания каверны. Дополнительно горные породы любых других подходящих видов можно растворять при высокой температуре водой, кислотой или щелочью для создания подземных каверн.
Способ добычи жидкого углеводорода с использованием соляной каверны
На фиг. 5 показана блок-схема последовательности операций способа 500 переработки, хранения и отгрузки жидкого углеводорода, такого как нефть или конденсат, и природного газа с использованием соляной каверны. Например, в вариантах осуществления, раскрытых в данном документе, нефть используется в качестве жидкого углеводорода. Способ начинается в блоке 502 подачей потока продукта напрямую из углеводородного коллектора в соляную каверну. В некоторых вариантах осуществления поток можно подавать напрямую из углеводородного коллектора в соляную каверну без выхода на поверхность. Например, поток может проходить из углеводородного коллектора, расположенного в подземном пласте, в соляную каверну, расположенную в соляном пласте, без входа в контакт с покрывающим слоем породы, расположенным над соляным пластом.
В блоке 504 можно выполнять фазовое сепарирование в соляной каверне для образования водной фазы и органической фазы. Водная фаза может включать в себя воду с некоторым количеством твердых частиц, таких как песок и другие твердые вещества, растворенные в воде. Органическая фаза может включать в себя газ или нефть или любую их комбинацию. Дополнительно, в некоторых вариантах осуществления органическая фаза включает в себя несколько органических фаз, например, фазу жидкого углеводорода и фазу природного газа. Фазовое сепарирование может включать в себя мультифазный процесс сепарирования, в котором обеспечивают всплытие менее плотной органической фазы в верхнюю часть соляной каверны и погружение более плотной водной фазы в нижнюю часть соляной каверны. Параметры давления, температуры и уровня текучей среды в соляной каверне можно регулировать с использованием упомянутых выше датчиков или детекторов для обеспечения эффективного сепарирования водной фазы от органической фазы.
В блоке 506 можно подавать по меньшей мере часть водной фазы или органической фазы или обеих фаз из соляной каверны в другой подземный объект. В некоторых вариантах осуществления водную фазу можно подавать из соляной каверны в водоносный коллектор, водный объект, песчаный пласт или подземный горизонт или любую их комбинацию, а органическую фазу можно подавать из соляной каверны
- 10 031016 в углеводородный коллектор, песчаный пласт или подземный горизонт или любую их комбинацию. Например, часть водной фазы можно нагнетать в водоносный коллектор для утилизации лишней воды в соляной каверне, а часть органической фазы можно нагнетать обратно в углеводородный коллектор для утилизации лишнего природного газа в соляной каверне, исключая возможные последствия на поверхности по созданию зоны отчуждения или другого воздействия на окружающую среду.
В блоке 508 можно отгружать по меньшей мере часть органической фазы из соляной каверны на поверхность. Конкретно, часть органической фазы можно отгружать в транспортную систему, где транспортная система может включать в себя трубопровод, танкер, корабль или платформу или любые их комбинации. В некоторых вариантах осуществления соляные каверны можно отсоединять от транспортной системы на поверхности на некоторые периоды времени. Снабженные буями соединения можно использовать для индикации площадки соляной каверны в периоды времени, когда транспортная система отсоединена от соляной каверны. В таких вариантах размер соляной каверны может быть достаточно большим, обеспечивая длительное время нахождения углеводородов на хранении в соляной каверне. Дополнительно, транспортную систему можно повторно соединять с соляной каверной в любой момент времени для периодического отбора углеводородов из соляной каверны.
Подачу потока продукта или разделенных водной и органической фаз в блоках 502, 506 и 508 можно выполнять с помощью любого числа различных источников электроэнергии, например, постоянно действующих источников электроэнергии с верхнего строения платформы, эпизодически действующего источника электроэнергии, подаваемой с корабля или танкера, источником электроэнергии работающем от перепада давления между подземными интервалами или любой их комбинации. Кроме того, внутрискважинные или находящиеся внутри каверны механизмы можно также использовать для обеспечения подачи потока продукта или разделенных водной и органической фаз. Внутрискважинные или находящиеся внутри каверны механизмы могут включать в себя, например, компрессоры или насосы или любую их комбинацию.
Следует отметить, что блок-схема последовательности этапов способа не указывает, что этапы способа 500 должны исполняться в конкретном порядке или что каждый этап должен быть включен в состав каждого варианта. Возможно включение в состав дополнительных этапов, не показанных на фиг. 5. Например, в некоторых вариантах осуществления способы в блоках 506 и 508 можно полностью исключить. Дополнительно, в других вариантах осуществления любое число дополнительных соляных каверн можно соединять с начальной соляной каверной и можно использовать для хранения органической фазы или дополнительной переработки органической фазы с помощью выполнения любого числа дополнительных процессов фазового сепарирования. Например, несколько соединенных соляных каверн можно использовать для осуществления многоступенчатого фазового сепарирования потока продукта, любое число дополнительно соединенных каверн можно использовать для хранения органической фазы, водной фазы или любой их комбинации в различные периоды времени. Дополнительно, соляные каверны можно отсоединять друг от друга с использованием специальных штифтовых устройств для повторного уплотнения соединений между соляными кавернами с помощью повторного осаждения солей в соединении. Поэтому способ 500 может включать в себя различное число соединенных соляных каверн, зависящее от конкретного варианта применения. Соляные каверны можно выполнять с возможностью приема нескольких потоков продукта из нескольких различных углеводородных коллекторов, или соляные каверны можно выполнять с возможностью подачи части органической фазы или водной фазы или обеих на несколько различных подземных объектов одновременно.
Варианты осуществления
Варианты осуществления изобретения могут включать в себя любые комбинации способов и систем, показанных в формуле изобретения. Указанное не следует считать полным перечнем всех возможных вариантов осуществления, любые изменения можно выполнять на основе описания, приведенного выше.
Claims (32)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ добычи углеводородов, включающий в себя формирование каверны с использованием добычи растворением;подачу углеводородного потока напрямую из углеводородного коллектора в каверну посредством подземной скважинной линии подачи;выполнение фазового сепарирования потока продукта в каверне для образования водной фазы и органической фазы;подачу по меньшей мере части органической фазы, напрямую из каверны в углеводородный коллектор посредством подземной линии обратного нагнетания газа и отгрузку, по меньшей мере, второй части органической фазы из каверны на поверхность.
- 2. Способ по п.1, в котором выполнение фазового сепарирования потока продукта в каверне включает в себя сепарирование потока продукта на жидкий углеводород, воду, газ или твердые частицы или любые их комбинации.- 11 031016
- 3. Способ по п.1, включающий в себя хранение по меньшей мере части водной фазы или органической фазы или обеих в каверне.
- 4. Способ по п.1, дополнительно содержащий подачу по меньшей мере части водной фазы в водоносный коллектор, водный объект, песчаный пласт или подземный горизонт или любые их комбинации посредством линии обратного нагнетания воды.
- 5. Способ по п.1, в котором подача по меньшей мере части органической фазы напрямую из каверны на подземный объект включает в себя подачу по меньшей мере части органической фазы в песчаный пласт или подземный горизонт или любые их комбинации.
- 6. Способ по п.1, в котором отгрузка по меньшей мере части органической фазы из каверны на поверхность включает в себя подачу по меньшей мере части органической фазы в транспортную систему, при этом транспортная система включает в себя танкер, платформу, корабль, трубопровод или любые их комбинации.
- 7. Способ по п.1, включающий в себя подачу по меньшей мере части водной фазы или органической фазы или обеих напрямую из каверны во вторую каверну без выхода на поверхность посредством линии добычи, при этом вторая каверна включает в себя емкость хранения или емкость многоступенчатого сепарирования или то и другое.
- 8. Способ по п.1, включающий в себя подачу по меньшей мере части водной фазы или органической фазы или обеих напрямую из каверны в каждый из ряда новых подземных объектов посредством линии обратного нагнетания газа или линии обратного нагнетания воды без выхода на поверхность.
- 9. Система для осуществления способа добычи углеводородов по п.1, включающая в себя каверну, сформированную с использованием добычи растворением, предназначенную для проведения фазового сепарирования и соединенную с углеводородным коллектором напрямую через подземный пласт посредством подземной скважинной линии подачи;подземную линию обратного нагнетания газа, выполненную с возможностью обратного нагнетания газового потока напрямую через подземный пласт в углеводородный коллектор из каверны, подземную линию обратного нагнетания воды в водоносный коллектор, выполненную с возможностью нагнетания водного потока напрямую через подземный пласт из каверны; и трубопровод, предназначенный для отгрузки по меньшей мере части органической фазы из каверны в транспортную систему.
- 10. Система по п.9, в которой водоносный коллектор гидравлически соединен с углеводородным коллектором.
- 11. Система по п.9, в которой каверна включает в себя соляную каверну, карбонатную каверну или любую другую воднорастворимую или кислотнорастворимую каверну.
- 12. Система по п.9, в которой каверна включает в себя подземный фазовый сепаратор для сепарирования газа, жидкого углеводорода, воды или твердых частиц или любых их комбинаций.
- 13. Система по п.9, в которой каверна имеет любую из нескольких форм, включающих в себя цилиндрическую форму, коническую форму или неправильную форму.
- 14. Система по п.9, в которой каверна включает в себя активные устройства управления давлением и уровнем текучей среды.
- 15. Система по п.14, в которой активные устройства управления давлением и уровнем текучей среды включают в себя нуклонный уровнемер, преобразователь сигнала уровня датчика перепада давления, оптический детектор уровня, детектор показателя преломления или диафрагменный тензометр или любые их комбинации.
- 16. Система по п.14, в которой активные устройства управления давлением и уровнем текучей среды включают в себя насосы, клапаны и обратные клапаны или любые их комбинации.
- 17. Система по п.9, выполненная с возможностью уменьшения потребления электроэнергии для работы каверны с помощью увеличения или уменьшения давления в каверне.
- 18. Система по п.9, включающая в себя несколько каверн, соединенных с каждой другой каверной без выхода на поверхность посредством линии добычи, и при этом каждая каверна представляет собой емкость фазового сепарирования или емкость хранения или то и другое.
- 19. Система по п.9, причем система включает в себя первую каверну, выполненную с возможностью создания первого сепарированного потока продукта; и вторую каверну, гидравлически соединенную с первой каверной посредством линии добычи без выхода на поверхность, при этом вторая каверна принимает первый разделенный поток продукта и создает второй разделенный поток продукта.
- 20. Система по п.9, в которой транспортная система включает в себя трубопровод, платформу, танкер или корабль или любые их комбинации.
- 21. Система по п.9, в которой каверна выполнена с возможностью хранения буферного углеводорода в каверне, при этом буферный углеводород является базовым углеводородом для объема каверны.
- 22. Система по п.9, в которой каверна выполнена с возможностью приема нескольких потоков продукта напрямую из нескольких углеводородных коллекторов, без выхода на поверхность посредством- 12 031016 линий добычи.
- 23. Система по п.9, включающая в себя внутрискважинные или расположенные в каверне механизмы для сжатия или обратного нагнетания потока продукта, при этом внутрискважинные или расположенные в каверне механизмы включают в себя компрессоры или насосы или любую их комбинацию.
- 24. Система по п.9, включающая в себя постоянно действующий источник электроэнергии, установленный на верхнем строении платформы, эпизодически действующий источник электроэнергии на борту корабля или танкера, источник электроэнергии, действующий от перепада давления между подземными объектами, или любые их комбинации.
- 25. Способ добычи углеводородов, включающий в себя подачу углеводородного потока из углеводородного коллектора посредством подземной скважинной линии подачи напрямую в соляную каверну, сформированную посредством растворения;выполнение фазового сепарирования углеводородного потока в каверне для получения нескольких отдельных потоков, при этом несколько отдельных потоков включают в себя поток жидкого углеводорода, газовый поток, водный поток и поток твердых частиц; и нагнетание некоторого количества потока газового продукта напрямую обратно в углеводородный коллектор в первый период времени;посредством подземной линии обратного нагнетания газа нагнетание некоторого количества потока водного продукта напрямую в водоносный коллектор во второй период времени посредством подземной линии обратного нагнетания воды;подачу по меньшей мере части любого из нескольких отдельных потоков в новую разделительную подземную каверну по подземной линии и подачу по меньшей мере части жидкого углеводородного потока или газового потока продукта или обеих на объект на поверхности, при этом объект на поверхности включает в себя транспортную систему.
- 26. Способ по п.25, в котором водоносный коллектор гидравлически соединяется с углеводородным коллектором.
- 27. Способ по п.25, в котором подача по меньшей мере части любого из нескольких отдельных потоков продукта на новый подземный объект включает в себя подачу по меньшей мере части водного потока или газового потока или обеих в другую каверну без выхода на поверхность для дополнительного сепарирования или хранения или любой их комбинации.
- 28. Способ по п.25, в котором поток жидкого углеводорода включает в себя нефть или конденсат.
- 29. Способ по п.1, в котором каверна имеет емкость по меньшей мере один миллион баррелей.
- 30. Способ по п.1, в котором каверна представляет собой соляную каверну.
- 31. Способ по п.1, в котором каверна имеет одну из конической или неправильной формы.
- 32. Способ по п.9, в котором каверна имеет емкость по меньшей мере один миллион баррелей.Фиг. 1- 13 031016Фиг. 2Фиг. 3- 14 031016Фиг. 4Подача потока продукта напрямую из углеводородного коллектора в соляную каверну <-5021—..........................................быполнёние’ф сепарирования в соляной каверне для образования водной фазы и органической фазыПодача частй^одЛой^азьГйлй^ : органической фазы или обеих из : соляной каверны в подземный : объект ^504 z-506 ^:ξξξξξ:ξγ::ξξξξ:ξ:Отгрузка по меньшей мере части органической фазы из соляной каверны на поверхность <—508500Фиг. 5
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201261582600P | 2012-01-03 | 2012-01-03 | |
| PCT/US2012/065662 WO2013103448A1 (en) | 2012-01-03 | 2012-11-16 | Method for production of hydrocarbons using caverns |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201491306A1 EA201491306A1 (ru) | 2015-07-30 |
| EA031016B1 true EA031016B1 (ru) | 2018-11-30 |
Family
ID=48745361
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201491306A EA031016B1 (ru) | 2012-01-03 | 2012-11-16 | Способ добычи углеводородов с использованием каверн |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9322253B2 (ru) |
| EP (1) | EP2807338A4 (ru) |
| CN (1) | CN104040114B (ru) |
| AU (1) | AU2012363755B2 (ru) |
| BR (1) | BR112014012285B1 (ru) |
| CA (1) | CA2857393C (ru) |
| EA (1) | EA031016B1 (ru) |
| MX (1) | MX352243B (ru) |
| MY (1) | MY170916A (ru) |
| SG (1) | SG11201402374SA (ru) |
| WO (1) | WO2013103448A1 (ru) |
Families Citing this family (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10669471B2 (en) | 2009-08-10 | 2020-06-02 | Quidnet Energy Inc. | Hydraulic geofracture energy storage system with desalination |
| FR3026773B1 (fr) * | 2014-10-01 | 2019-03-29 | S.P.C.M. Sa | Appareil de controle de pression d'injection dans la recuperation assistee du petrole offshore |
| SG11201702668RA (en) | 2014-11-17 | 2017-06-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | Liquid collection system |
| US9919249B2 (en) * | 2014-12-22 | 2018-03-20 | Vac-Tron Equipment, Llc | Method and system to recycle water for hydro-excavation |
| GB2536314B (en) * | 2015-07-14 | 2017-02-22 | Widow's Oil Ltd | Hydrocarbon exploitation |
| CN105148824B (zh) * | 2015-09-09 | 2017-05-17 | 湖北第二师范学院 | 地下盐穴式反应釜、氨气发生装置、氨气发生方法 |
| NO20151449A1 (en) * | 2015-10-26 | 2016-08-12 | Kalkulo As | System and method for production of hydrocarbons in offshore salt caverns |
| US20170140316A1 (en) * | 2015-11-17 | 2017-05-18 | Air Liquide Large Industries U.S. Lp | Use of multiple storage caverns for product inventory control |
| CN105484705A (zh) * | 2015-12-22 | 2016-04-13 | 彭斯干 | 无碳排放联合油气发电方法及装备 |
| NO20170525A1 (en) * | 2016-04-01 | 2017-10-02 | Mirade Consultants Ltd | Improved Techniques in the upstream oil and gas industry |
| AU2017348102A1 (en) * | 2016-10-27 | 2019-05-16 | Quidnet Energy Inc. | Hydraulic geofracture energy storage system with desalination |
| US10215024B1 (en) | 2017-02-08 | 2019-02-26 | Air Liquide Large Industries U.S. Lp | System for forming and maintaining a fundamentally impervious boundary in a salt cavern for storing very pure hydrogen |
| US11180318B1 (en) | 2017-02-08 | 2021-11-23 | Air Liquide Large Industries U.S. Lp | Method and system for selecting and using a salt cavern to store very pure hydrogen |
| US11167927B1 (en) | 2017-02-08 | 2021-11-09 | Air Liquide Large Industries U.S. Lp | Method for storing very high purity hydrogen in a salt cavern |
| US10221689B1 (en) | 2017-02-08 | 2019-03-05 | Air Liquide Large Industries U.S. Lp | Method for forming and maintaining a fundamentally impervious boundary to very high purity hydrogen in a salt cavern |
| JP7250016B2 (ja) * | 2017-11-16 | 2023-03-31 | ザ リージェンツ オブ ザ ユニバーシティ オブ カリフォルニア | 化学物質の同時反応と分離 |
| US11187044B2 (en) | 2019-12-10 | 2021-11-30 | Saudi Arabian Oil Company | Production cavern |
| CN111257209B (zh) * | 2020-01-23 | 2021-11-19 | 中国矿业大学 | 模拟废弃盐穴中饱和卤水对顶板溶蚀作用的实验装置 |
| US11326401B2 (en) | 2020-03-18 | 2022-05-10 | Saudi Arabian Oil Company | Tool and method for forming a cavern for hydrocarbon production |
| US11629595B2 (en) * | 2020-09-17 | 2023-04-18 | Lloyd Webre, JR. | Method for expansion of mature brine wells in salt domes |
| WO2024057073A1 (en) * | 2022-09-16 | 2024-03-21 | Abu Dhabi National Oil Company | Basins for oil storage |
| US20240093577A1 (en) * | 2022-09-20 | 2024-03-21 | Ergo Exergy Technologies Inc. | Quenching and/or sequestering process fluids within underground carbonaceous formations, and associated systems and methods |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3438203A (en) * | 1967-08-08 | 1969-04-15 | Shell Oil Co | Method of removing hydrocarbons from salt caverns |
| WO2000036270A1 (en) * | 1998-12-12 | 2000-06-22 | Muessig Siegfried | An arrangement and method for the transport, storage and processing of hydrocarbons |
| US6245955B1 (en) * | 1998-09-01 | 2001-06-12 | Shell Oil Company | Method for the sub-sea separation of hydrocarbon liquids from water and gases |
| US20090309408A1 (en) * | 2008-06-17 | 2009-12-17 | Pinnacle Potash International, Ltd. | Method and system for solution mining |
| WO2010117265A2 (en) * | 2009-04-06 | 2010-10-14 | Single Buoy Moorings Inc. | Use of underground gas storage to provide a flow assurance buffer between interlinked processing units |
Family Cites Families (69)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3066732A (en) | 1959-12-23 | 1962-12-04 | Shell Oil Co | Production of crude oil |
| US3277654A (en) * | 1963-04-15 | 1966-10-11 | Phillips Petroleum Co | Underground storage caverns and method of making the same and of storing fluids therein |
| US3768726A (en) | 1970-05-06 | 1973-10-30 | Autometrics Co | Method and apparatus for the removal of entrained gases from mineral slurries, pulps, liquids, and the like |
| US3807501A (en) | 1973-02-20 | 1974-04-30 | Marathon Oil Co | Producing oil or gas from formations adjacent salt domes |
| US4016930A (en) | 1975-10-23 | 1977-04-12 | Arnold James F | Oil well producing method and system |
| US4187088A (en) | 1979-01-18 | 1980-02-05 | Maloney-Crawford Corporation | Down flow centrifugal separator |
| US4365978A (en) * | 1980-03-25 | 1982-12-28 | Shell Oil Company | Storage of liquid hydrocarbons in salt dome caverns |
| AU3934185A (en) | 1984-02-02 | 1985-08-27 | Stone & Webster Engineering Ltd. | Submersible liquid/gas separator apparatus |
| EP0212692B1 (en) | 1985-08-06 | 1989-12-20 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Energy storage and recovery |
| US5302294A (en) | 1991-05-02 | 1994-04-12 | Conoco Specialty Products, Inc. | Separation system employing degassing separators and hydroglyclones |
| US5129759A (en) | 1991-07-23 | 1992-07-14 | Pb-Kbb, Inc. | Offshore storage facility and terminal |
| US5511905A (en) * | 1993-10-26 | 1996-04-30 | Pb-Kbb, Inc. | Direct injection of cold fluids into a subterranean cavern |
| US5394943A (en) | 1993-11-05 | 1995-03-07 | Harrington; Donald R. | Subsurface shutdown safety valve and arrangement system |
| US5407605A (en) | 1993-12-16 | 1995-04-18 | Uop | Fractionation tray with side discharging triangular downcomers |
| US5451349A (en) | 1994-08-08 | 1995-09-19 | Praxair Technology, Inc. | Advanced gas control in gas-liquid mixing systems |
| US5752538A (en) | 1995-12-13 | 1998-05-19 | Praxair Technology, Inc. | Liquid distributor for packed columns |
| GB9611692D0 (en) | 1996-06-05 | 1996-08-07 | Kvaerner Process Systems As | Separating vessel |
| GB2317222B (en) | 1996-09-04 | 1998-11-25 | Babcock & Wilcox Co | Heat pipe heat exchangers for subsea pipelines |
| US5842519A (en) * | 1997-05-21 | 1998-12-01 | Marathon Oil Company | Process for reducing hydrocarbon leakage from a subterranean storage cavern |
| US5857519A (en) * | 1997-07-31 | 1999-01-12 | Texaco Inc | Downhole disposal of well produced water using pressurized gas |
| US5984282A (en) | 1998-01-20 | 1999-11-16 | Air Products And Chemicals, Inc. | Packed liquid-vapor contact column having at least one band of packing sheets surrounding a central core of packing sheets |
| US6149136A (en) | 1998-01-20 | 2000-11-21 | Air Products And Chemicals, Inc. | Distributor for packed liquid-vapor contact column |
| FR2777533B1 (fr) | 1998-04-17 | 2000-05-19 | Air Liquide | Structure maritime flottante perfectionnee |
| US6086055A (en) | 1998-10-05 | 2000-07-11 | Air Products And Chemicals, Inc. | Combined vapor/liquid distributor for packed columns |
| US6197095B1 (en) | 1999-02-16 | 2001-03-06 | John C. Ditria | Subsea multiphase fluid separating system and method |
| US6367547B1 (en) * | 1999-04-16 | 2002-04-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole separator for use in a subterranean well and method |
| US6260619B1 (en) | 1999-07-13 | 2001-07-17 | Atlantic Richfield Company | Oil and gas production with downhole separation and compression of gas |
| US6564865B1 (en) | 2001-12-19 | 2003-05-20 | Conocophillips Company | Oil and gas production with downhole separation and reinjection of gas |
| US6820696B2 (en) * | 2002-04-25 | 2004-11-23 | Conocophillips Company | Petroleum production utilizing a salt cavern |
| GB0216368D0 (en) | 2002-07-12 | 2002-08-21 | Kvaerner Process Systems As | Well stream separation |
| US6907751B2 (en) | 2002-07-30 | 2005-06-21 | Air Products And Chemicals, Inc. | Liquid distributor |
| NO316840B1 (no) | 2002-08-16 | 2004-05-24 | Norsk Hydro As | Rorseparator for separasjon av fluid, spesielt olje, gass og vann |
| NO324778B1 (no) | 2002-10-29 | 2007-12-10 | Vetco Gray Scandinavia As | System og fremgangsmate for separasjon av fluider. |
| US6997609B2 (en) | 2002-12-10 | 2006-02-14 | Tark, Inc. | System and method for cooling an x-ray tube in a tomography computer system |
| US7051540B2 (en) | 2003-01-27 | 2006-05-30 | Battelle Memorial Institute | Methods for fluid separations, and devices capable of separating fluids |
| NO318190B1 (no) | 2003-07-09 | 2005-02-14 | Norsk Hydro As | Rorseparator |
| US7322387B2 (en) | 2003-09-04 | 2008-01-29 | Freeport-Mcmoran Energy Llc | Reception, processing, handling and distribution of hydrocarbons and other fluids |
| GB0410961D0 (en) | 2004-05-17 | 2004-06-16 | Caltec Ltd | A separation system for handling and boosting the production of heavy oil |
| BRPI0513779A (pt) | 2004-07-27 | 2008-05-13 | Shell Int Research | instalação para separar uma mistura de petróleo, água e gás produzida a partir de por um poço |
| US7156579B2 (en) | 2004-09-02 | 2007-01-02 | Clemson University | Manufactured caverns in carbonate rock |
| BRPI0518284A2 (pt) | 2004-11-24 | 2008-11-11 | Shell Int Research | aparelhos para separar substancialmente um fluxo em duas fases em um componente gasoso e um componente lÍquido, para separar substancialmente um fluxo de mistura em um componente lÍquido e pelo menos outro componente lÍquido e um componente gasoso e para separar substancialmente um fluxo de mistura em partes componentes com base nas densidades das partes componentes, sistema para separar substancialmente um fluxo de mistura em partes componentes, e, mÉtodos para separar substancialmente um fluxo tampço e para projetar um separador para separar substancialmente um fluxo tampço |
| BRPI0519128B1 (pt) | 2004-12-20 | 2017-09-26 | Shell Internationale Research Maatschappij B. V. | System and method for maintaining production drainage in a submarine pipe |
| NL1028238C2 (nl) | 2005-02-10 | 2006-08-11 | Flash Technologies N V | Cycloonscheider en werkwijze voor het scheiden van een mengsel van vaste stof, vloeistof en/of gas. |
| NO323487B3 (no) | 2005-02-11 | 2010-11-01 | Norsk Hydro As | Fremgangsmate og utstyr for reduksjon av multiple dispersjoner |
| WO2007071664A1 (en) | 2005-12-21 | 2007-06-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | System and method for separating a fluid stream |
| GB2435436B (en) | 2006-02-25 | 2009-08-26 | Cooper Cameron Corp | Method and apparatus for fluid separation |
| US7554223B1 (en) | 2006-04-05 | 2009-06-30 | Kay Thomas P | Magnetohydrodynamic energy conversion device using a heat exchanger |
| MX2009001431A (es) * | 2006-08-10 | 2009-02-17 | Shell Int Research | Metodos para producir combustible y/o gas. |
| US7854849B2 (en) * | 2006-10-10 | 2010-12-21 | Multiphase Systems Integration | Compact multiphase inline bulk water separation method and system for hydrocarbon production |
| NO328328B1 (no) | 2007-03-20 | 2010-02-01 | Fmc Kongsberg Subsea As | Undervanns separasjonsanlegg. |
| NO330761B1 (no) | 2007-06-01 | 2011-07-04 | Fmc Kongsberg Subsea As | Undersjoisk kjoleenhet og fremgangsmate for undersjoisk kjoling |
| FR2921844B1 (fr) | 2007-10-09 | 2011-11-25 | Saipem Sa | Dispositif de separation liquide/gaz horizontal et procede de separation, notamment des phases liquide et gazeuse d'un petrole brut |
| US8430556B2 (en) | 2007-12-18 | 2013-04-30 | Uop Llc | Internal heat exchanger/mixer for process heaters |
| NO332062B1 (no) | 2008-02-28 | 2012-06-11 | Statoilhydro Asa | Sammenstilling for separasjon av en flerfasestrom |
| MY155337A (en) | 2008-06-30 | 2015-10-05 | Amt Int Inc | Wet-gas separator |
| NO330105B1 (no) | 2008-07-03 | 2011-02-21 | Aker Subsea As | Havbunns varmeveksler |
| EP2315909B1 (en) | 2008-07-17 | 2019-12-04 | Vetco Gray Scandinavia AS | System and method for sub-cooling hydrocarbon production fluid for transport |
| CN101368477B (zh) * | 2008-10-06 | 2011-08-17 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 一种油水界面检验和控制方法 |
| WO2010107881A1 (en) | 2009-03-17 | 2010-09-23 | Dow Global Technologies, Inc. | Tube-side sequentially pulsable-flow shell-and-tube heat exchanger apparatus, system, and method |
| WO2010110676A2 (en) | 2009-03-27 | 2010-09-30 | Framo Engineering As | Subsea cooler and method for cleaning the subsea cooler |
| WO2010126555A1 (en) | 2009-04-29 | 2010-11-04 | Amt International, Inc. | Vapor distributor for gas-liquid contacting columns |
| US20130098608A1 (en) | 2010-01-29 | 2013-04-25 | Robert Barnum | Temporary field storage of gas to optimize field development |
| CN101881151B (zh) * | 2010-07-02 | 2012-12-26 | 太原理工大学 | 一种快速溶解的盐岩溶腔建造方法 |
| WO2012054512A1 (en) | 2010-10-19 | 2012-04-26 | Hydro Resources | Apparatus and method for producing electric power from injection of water into a downhole formation |
| RU2451251C1 (ru) | 2011-03-22 | 2012-05-20 | Закрытое акционерное общество Финансовая компания "Центр Космос-Нефть-Газ" | Установка комплексной подготовки газа газового промысла нефтегазоконденсатного месторождения |
| US20140209465A1 (en) | 2011-09-21 | 2014-07-31 | Scott M. Whitney | Separating Oil and Water Streams |
| WO2014018148A1 (en) | 2012-07-27 | 2014-01-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiphase separation system |
| WO2014058480A1 (en) | 2012-10-08 | 2014-04-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiphase separation system |
| KR101756094B1 (ko) | 2012-11-05 | 2017-07-10 | 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 | 분리 타워들 내의 불균일 분배의 감소 |
-
2012
- 2012-11-16 AU AU2012363755A patent/AU2012363755B2/en not_active Ceased
- 2012-11-16 EA EA201491306A patent/EA031016B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-11-16 MX MX2014006362A patent/MX352243B/es active IP Right Grant
- 2012-11-16 MY MYPI2014001597A patent/MY170916A/en unknown
- 2012-11-16 SG SG11201402374SA patent/SG11201402374SA/en unknown
- 2012-11-16 CA CA2857393A patent/CA2857393C/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-11-16 US US14/366,659 patent/US9322253B2/en active Active
- 2012-11-16 EP EP12864438.2A patent/EP2807338A4/en not_active Withdrawn
- 2012-11-16 CN CN201280066002.XA patent/CN104040114B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2012-11-16 BR BR112014012285A patent/BR112014012285B1/pt active IP Right Grant
- 2012-11-16 WO PCT/US2012/065662 patent/WO2013103448A1/en active Application Filing
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3438203A (en) * | 1967-08-08 | 1969-04-15 | Shell Oil Co | Method of removing hydrocarbons from salt caverns |
| US6245955B1 (en) * | 1998-09-01 | 2001-06-12 | Shell Oil Company | Method for the sub-sea separation of hydrocarbon liquids from water and gases |
| WO2000036270A1 (en) * | 1998-12-12 | 2000-06-22 | Muessig Siegfried | An arrangement and method for the transport, storage and processing of hydrocarbons |
| US20090309408A1 (en) * | 2008-06-17 | 2009-12-17 | Pinnacle Potash International, Ltd. | Method and system for solution mining |
| WO2010117265A2 (en) * | 2009-04-06 | 2010-10-14 | Single Buoy Moorings Inc. | Use of underground gas storage to provide a flow assurance buffer between interlinked processing units |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US9322253B2 (en) | 2016-04-26 |
| BR112014012285B1 (pt) | 2019-08-27 |
| CA2857393C (en) | 2017-09-26 |
| CN104040114A (zh) | 2014-09-10 |
| SG11201402374SA (en) | 2014-09-26 |
| CA2857393A1 (en) | 2013-07-11 |
| AU2012363755B2 (en) | 2015-12-24 |
| CN104040114B (zh) | 2017-05-31 |
| MX2014006362A (es) | 2014-06-23 |
| EP2807338A4 (en) | 2016-03-09 |
| WO2013103448A1 (en) | 2013-07-11 |
| EA201491306A1 (ru) | 2015-07-30 |
| EP2807338A1 (en) | 2014-12-03 |
| US20140338921A1 (en) | 2014-11-20 |
| AU2012363755A1 (en) | 2014-07-10 |
| BR112014012285A2 (pt) | 2017-05-23 |
| MX352243B (es) | 2017-11-15 |
| MY170916A (en) | 2019-09-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA031016B1 (ru) | Способ добычи углеводородов с использованием каверн | |
| CN106761588B (zh) | 射流破碎、反循环输送浆态海洋天然气水合物的开采方法及开采装置 | |
| CN102165138B (zh) | 用于从天然气水合物油气藏和常规烃油气藏联合产出和处理烃的方法和系统 | |
| US20190265125A1 (en) | Large test area compressed air wind tunnel | |
| CN108278100B (zh) | 一种天然气水合物开采采气方法及系统 | |
| US10683736B2 (en) | Method and system for recovering gas in natural gas hydrate exploitation | |
| CN110644963B (zh) | 一种基于多分支井开采水合物的方法 | |
| TW201902797A (zh) | 於地下岩層中儲存危險材料 | |
| KR102432043B1 (ko) | 천연가스 하이드레이트 채굴정 구조 | |
| US8454268B2 (en) | Gaseous sequestration methods and systems | |
| JP2009274047A (ja) | 炭酸ガスの地中貯留システム | |
| US8479815B2 (en) | Desalination subsurface feedwater supply and brine disposal | |
| EP2394020B1 (en) | Recovery or storage process | |
| Bajus | SHALE GAS AND TIGHT OIL, UNCONVENTIONAL FOSSIL FUELS. | |
| CN215633143U (zh) | 基于煤矿采空区封存二氧化碳的系统 | |
| Braithwaite | A Review of IOR/EOR Opportunities for the Brent Field: Depressurisation, the Way Forward | |
| US20240110464A1 (en) | Method and systems for subsurface carbon capture | |
| Kolle et al. | Seafloor drilling of the hydrate economic zone for exploration and production of methane | |
| US20230391614A1 (en) | Integration of natural hydrogen reservoir storage capacity or suitable subsurface reservoirs with other hydrogen sources and sinks | |
| Speight | Petroleum and Oil Sand Exploration and Production | |
| Goodacre et al. | Stag Development-Challenges and Successes in the First Two Years | |
| KR101531362B1 (ko) | 해양구조물 | |
| Valeriyivna et al. | Galko Tetiana Mykolayivna | |
| Tchambak | Cold heavy oil production using CO2-EOR technique. | |
| Szamosfalvi et al. | The potential options of storing CO |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG TJ |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ TM |