MX2011000565A - Sistemas y metodos para producir petroleo y/o gas. - Google Patents
Sistemas y metodos para producir petroleo y/o gas.Info
- Publication number
- MX2011000565A MX2011000565A MX2011000565A MX2011000565A MX2011000565A MX 2011000565 A MX2011000565 A MX 2011000565A MX 2011000565 A MX2011000565 A MX 2011000565A MX 2011000565 A MX2011000565 A MX 2011000565A MX 2011000565 A MX2011000565 A MX 2011000565A
- Authority
- MX
- Mexico
- Prior art keywords
- oil
- disulfide
- mixture
- recovery
- optimization
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 56
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 327
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 244
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 101
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 99
- 238000009472 formulation Methods 0.000 claims abstract description 88
- JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N carbonyl sulfide Chemical compound O=C=S JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 50
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 36
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 27
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 17
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 119
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 86
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims description 79
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 39
- CETBSQOFQKLHHZ-UHFFFAOYSA-N Diethyl disulfide Chemical compound CCSSCC CETBSQOFQKLHHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N dimethyl disulfide Chemical compound CSSC WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- ALVPFGSHPUPROW-UHFFFAOYSA-N dipropyl disulfide Chemical compound CCCSSCCC ALVPFGSHPUPROW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 24
- BWGNESOTFCXPMA-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen disulfide Chemical compound SS BWGNESOTFCXPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical group CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 14
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 13
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 13
- CUDSBWGCGSUXDB-UHFFFAOYSA-N Dibutyl disulfide Chemical compound CCCCSSCCCC CUDSBWGCGSUXDB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 6
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 5
- -1 compounds dimethyl disulfide Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 5
- 230000028327 secretion Effects 0.000 claims description 5
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 3
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims description 3
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical compound S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 85
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 24
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 24
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 22
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 18
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 17
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 16
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 14
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N carbon disulfide-14c Chemical compound S=[14C]=S QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 12
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 11
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 10
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 9
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- 238000012549 training Methods 0.000 description 6
- BKCNDTDWDGQHSD-UHFFFAOYSA-N 2-(tert-butyldisulfanyl)-2-methylpropane Chemical compound CC(C)(C)SSC(C)(C)C BKCNDTDWDGQHSD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N Dimethylsulphoxide Chemical compound CS(C)=O IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N Isoprene Chemical compound CC(=C)C=C RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RTEPBHXQWIXRTK-UHFFFAOYSA-N [C].[S].[S] Chemical compound [C].[S].[S] RTEPBHXQWIXRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 150000001722 carbon compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 description 2
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- BKIMMITUMNQMOS-UHFFFAOYSA-N nonane Chemical compound CCCCCCCCC BKIMMITUMNQMOS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 125000003903 2-propenyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 241000143060 Americamysis bahia Species 0.000 description 1
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 206010061218 Inflammation Diseases 0.000 description 1
- 238000003915 air pollution Methods 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 description 1
- 239000007809 chemical reaction catalyst Substances 0.000 description 1
- 150000008280 chlorinated hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- DIOQZVSQGTUSAI-NJFSPNSNSA-N decane Chemical compound CCCCCCCCC[14CH3] DIOQZVSQGTUSAI-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- MAHNFPMIPQKPPI-UHFFFAOYSA-N disulfur Chemical compound S=S MAHNFPMIPQKPPI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N disulfur monoxide Inorganic materials O=S=S TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000004508 fractional distillation Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 1
- XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N hydrogen iodide Chemical compound I XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000004054 inflammatory process Effects 0.000 description 1
- 125000000959 isobutyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(C([H])([H])[H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 125000001972 isopentyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(C([H])([H])[H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- XDAHMMVFVQFOIY-UHFFFAOYSA-N methanedithione;sulfane Chemical compound S.S=C=S XDAHMMVFVQFOIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 125000004108 n-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N n-butylhexane Natural products CCCCCCCCCC DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000740 n-pentyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 125000004123 n-propyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000002343 natural gas well Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 150000008427 organic disulfides Chemical class 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 1
- 229910052815 sulfur oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010408 sweeping Methods 0.000 description 1
- 125000000999 tert-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C(*)(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 238000011179 visual inspection Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Se describe un sistema de producción de petróleo y/o gas que incluye una formación que a su vez comprende una mezcla de petróleo y/o gas y una mezcla de optimización en la recuperación de petróleo que incluye un aditivo, para aumentar la temperatura de autoencendido de la mezcla, y una formulación de disulfuro de carbono y/o una formulación de oxisulfuro de carbonó, y un mecanismo de recuperación de al menos una porción del petróleo y/o gas.
Description
SISTEMAS Y METODOS PARA PRODUCIR PETROLEO Y/O GAS
Campo de la Invención
La presente invención se relaciona con sistemas y métodos que se aplican en la producción de petróleo y/o gas.
Antecedentes de la Invención
En la actualidad, se producen concentraciones importantes de gas natural ácido a partir de pozos de gas natural, pozos petrolíferos (por ejemplo, como gas asociado) y a partir de yacimientos de almacenamiento de gas natural que se encuentran infectados con bacterias productoras de sulfuro de hidrógeno. La presencia del sulfuro de hidrógeno y de otros compuestos de azufre en el combustible y en otros gases ha sido, durante mucho tiempo, un hecho preocupante tanto para los usuarios como para los productores de' los gases. Además de los efectos corrosivos y de otros efectos adversos que las impurezas pueden provocar en el equipo y en los procesos, las emisiones nocivas se producen generalmente a partir de la combustión del gas natural como resultado de la oxidación de los compuestos de azufre. Los óxidos de azufre resultantes pueden ser el principal factor de contaminación del aire y pueden provocar un efecto adverso sobre el medio ambiente. Las normativas federales y estatales, cada vez más estrictas, han sido promulgadas en consecuencia, para disminuir o eliminar las emisiones
REF: 217007 sulfurosas, y hay un interés concomitante de eliminar eficientemente del gas natural y de compuestos similares el sulfuro de hidrógeno, que constituye un precursor significativo de las emisiones nocivas. Además, uno de los métodos de eliminación del sulfuro de hidrógeno es convertir el mismo en azufre sólido, para su almacenamiento. Debido a las preocupaciones de índole ambiental y estética, hay muchos países que actualmente prohiben la formación de estas reservas de azufre.
Es posible utilizar la optimización en la recuperación de petróleo (EOR, por sus siglas en inglés) para aumentar la recuperación de petróleo en los campos petrolíferos en todo el mundo. Existen tres tipos principales de EOR, la térmica, de inyección de químicos y/o polímeros y de inyección de gas, que pueden utilizarse para aumentar la recuperación de petróleo del yacimiento, por encima de lo que puede lograrse por métodos convencionales, lo que posiblemente prolonga la vida de un campo y mejora el factor de recuperación de petróleo,.
La optimización en la recuperación térmica incluye la adición de calor al yacimiento. El procedimiento de práctica más difundido es la inyección continuada de vapor, la cual disminuye la viscosidad del petróleo, con lo que el mismo puede fluir hacia los pozos de producción. La inyección de químicos aumenta la recuperación porque reduce las fuerzas de capilaridad que secuestran petróleo residual. La inyección de polímeros mejora la eficiencia de barrido del agua inyectada. La inyección de gas miscible opera de manera similar a la inyección de químicos. Es posible recuperar el petróleo residual secuestrado con la inyección de un fluido miscible en petróleo .
En lo que respecta a la figura 1, se representa el sistema de la técnica anterior 100. El sistema 100 incluye una formación subterránea 102, una formación subterránea 104 , una formación subterránea 106 y una formación subterránea 108. La planta de producción 110 se encuentra n la superficie. El pozo 112 atraviesa las formaciones 102 y|104, y termina en la formación 106. La porción de la formación 106 se representa en 114. El petróleo y el gas se producen ; desde la formación 106 por el pozo 112, hasta la planta de producción 110. El gas y el líquido se separan entre sí, el gas se almacena en la reserva de gas 116 y el líquido se almacena en la reserva de líquido 118. El gas en la reserva de gas 116 puede incluir hidrógeno sulfurado, que ¦ uede procesarse, transportarse, eliminarse o almacenarse.
La publicación de la solicitud de patente pendiente de registro 2006/0254769 describe un sistema que incluye un mecanismo para recuperar petróleo y/o gas de una formación subterránea, el petróleo y/o gas incluye uno o más compuestos de azufre; un mecanismo para convertir al menos una porción de los compuestos de azufre a partir del petróleo y/o gas recuperado en formulación de disulfuro de carbono; y un mecanismo para liberar al menos una porción de la formulación de disulfuro de carbono en una formación. La totalidad del contenido de la publicación 2006/0254769 se incluye en la presente como referencia.
La patente de EUA número 3,644,433 describe que del 5 a 40 por ciento del volumen de líquido de las naftas craqueadas catalíticamente y de coque que entran en ebullición a temperaturas inferiores a 121°C (250°F) cúando se adicionan al disulfuro de carbono, se produce un gran aumento de la temperatura de autoencendido del disulfuro de carbono. La totalidad del contenido de la patente de EUA con el número 3,644,433 se incluye en la presente como referencia .
La patente de EUA con el número 3,375,192 establece que las mezclas de disulfuro de carbono y de pentanb de petróleo presentan características de combustibilidad mucho menores que las mezclas de disulfuro de carbono con hidrocarburos de mayores puntos de ebullición y que las mezclas de disulfuro de carbono e hidrocarburos clorados. La totalidad del contenido de la patente de EUA número 3,375,192 se incluye en la presente como referencia.
La patente de EUA con el número 3,558,509 describé que las composiciones que incluyen una proporción predominante de disulfuro de carbono y una proporción menor de un aditivo, presentan temperaturas de autoencendido autógenas sustancialmente superiores que las del disulfuro de carbono. Los aditivos pueden estar incluidos dentro de las siguientes clases de sustancias: (A) Sulfuros y disulfuros orgánicos con las fórmulas RSR 1 y RSSR' , respectivamente, en la que R y R' son radicales alquilo o alquenilo cada uno contiene .hasta aproximadamente 5 átomos de carbono, inclusive, incluidos los radicales como el metilo, etilo, n-propilo, isopropilo,, n-butilo, isobutilo, ter-butilo, isopentilo, n-pentilo, y alilo, etc. R y R' no son necesariamente el mismo compuesto.
(B) Sulfóxido de dimetilo. Los aditivos anteriormente descritos pueden introducirse directamente en el disulfuro de carbono líquido o vaporizado. La concentración de aditivo utilizada debe ser desde aproximadamente 0.1% y 10% en peso, y preferiblemente debe ser de entre aproximadamente 0.2% y 5% en peso. El aditivo seleccionado y la concentración utilizada pueden variar dependiendo de los requisitos en particular para las propiedades del disulfuro de carbono. Los aditivos pueden utilizarse solos o combinados. La totalidad del contenido de la patente de EUA con el número 3,558,509 se incluye en la presente como referencia.
La patente de EUA con el número 3,558,510 describe que cuando se adicionan pequeñas concentraciones de ioduro, bromuro o alcohol etílico al disulfuro de carbono, la temperatura de encendido autógeno aumenta significativamente.
Uno o más de los aditivos anteriormente descritos pueden introducirse directamente en el disulfuro de carbono líquido o vaporizado. La concentración de aditivo utilizada debe ser desde aproximadamente 0.1% y 10% en peso, y preferiblemente debe ser de entre aproximadamente 0.2% y 5% en peso. El aditivo seleccionado y la concentración utilizada pueden variar dependiendo de los requisitos en particular para las propiedades del disulfuro de carbono. Los aditivos pueden utilizarse solos o combinados. La totalidad del contenido de la patente de EUA con el número 3,558,510 se incluye en la presente como referencia.
En la técnica, persiste la necesidad de disponer de sistemas y métodos mejorados para la optimización en la recuperación de petróleo. En la técnica persiste la necesidad de disponer de sistemas y métodos mejorados para la optimización en la recuperación de petróleo aplicandp un compuesto de azufre, por ejemplo, disminuyendo la viscosidad, los efectos químicos y la inyección de miscibles. En la técnica, persiste la necesidad de disponer de sistemas y métodos mejorados para aumentar la temperatura de autoencendido de los agentes de optimización en la recuperación de petróleo que contienen azufre.
Breve Descripción de la Invención
En un aspecto, la invención proporciona un sistema para producir petróleo y/o gas que incluye una mezcla de petróleo y/o gas y una mezcla de optimización en la recuperación de petróleo, que incluye un aditivo , para aumentar la temperatura de autoencendido de la mezcla y una formulación de disulfuro de carbono y/o una formulación de oxisulfuro de carbono; y un mecanismo de recuperación de al menos una porción del petróleo y/o del gas.
En otro aspecto, la invención proporciona un método para producir petróleo y/o gas que incluye una formación que incluye petróleo y/o gas; y liberar una mezcla de optimización en la recuperación de petróleo en la formación, la mezcla incluye un aditivo para aumentar la temperatura de autoencendido de la mezcla y al menos disulfuro de carbono ?/? disulfuro de carbono.
Entre las ventajas de la invención pueden incluirse una o más de las siguientes:
Sistemas y métodos mejorados para eliminar el sulfuro de hidrógeno, azufre, y/u otros compuestos a base de azufre.
Sistemas y métodos mejorados para la optimización en la recuperación de hidrocarburos a partir de una formación con una formulación de disulfuro de carbono.
Sistemas y métodos mejorados para la optimización en la recuperación de hidrocarburos a partir de una formación con un fluido que contiene una formulación de disulfuro de carbono .
Sistemas y métodos mejorados para elevar la temperatura de autoencendido de la formulación de disulfuro de carbono.
Composiciones que incluyen disulfuro de carbono mejorado para la recuperación secundaria de hidrocarburos.
Sistemas y métodos mejorados para la optimización en la recuperación de petróleo.
Sistemas y métodos mejorados para la optimización en la recuperación de petróleo utilizando un compuesto de azufre .
Sistemas y métodos mejorados para la optimización en la recuperación de petróleo utilizando un compuesto que se torna miscible con el petróleo in situ.
Sistemas y métodos mejorados para elaborar y/o utilizar los agentes de optimización en la recuperación de petróleo que contienen azufre.
Breve Descripción de las Figuras
La figura 1 representa un sistema de producción de petróleo y/o de gas.
La figura 2 representa un flujo del proceso.
Las figuras 3a - 3d representan sistemas de producción de petróleo y/o de gas.
La figura 4 representa un proceso de producción de la formulación de disulfuro de carbono.
La figura 5 representa las temperaturas de autoencendido para las mezclas de disulfuro de carbono/compuestos disulfuro.
Descripción Detallada de la Invención
Figura 2 :
En ciertas modalidades de la invención, se representa un proceso A de aplicación en un proceso de optimización en la recuperación de petróleo.
En el paso 1, puede producirse y/o adquirirse una formulación de disulfuro de carbono y/o una formulación de oxisulfuro de carbono. A continuación se describen algunos métodos adecuados para la producción de una formulación de disulfuro de carbono y/o una formulación de oxisulfuro de carbono. El método seleccionado para la producción de una formulación de disulfuro de carbono y/o una formulación de oxisulfuro de carbono no resulta importante.
En el paso 2, se introduce un aditivo a la formulación de disulfuro de carbono y/o a la formulación de oxisulfu o de carbono para elevar la temperatura de autoencendido y/o para disminuir los límites de combustibilidad.
En el paso 3, se utiliza el aditivo y la mezcla de formulación de disulfuro de carbono y/o la formulación de oxisulfuro de carbono en un proceso de optimización en la recuperación de petróleo. ' ,
Paso 1
En ciertas modalidades, puede convertirse a un compuesto de azufre y/o a dióxido de azufre. Estos procesos aparecen descritos en las publicaciones de solicitudes de patente de EUA números 2004/0096381, 2004/0022721, 2004/0159583, 2003/0194366, 2001/0008619, 2002/0134706, 2004/0096381, 2004/0022721, 2004/0159583, y 2001/0008619. La totalidad del contenido de estas descripciones se incluye en la presente como referencia.
En ciertas modalidades, el azufre y/o el dióxido de azufre y el compuesto de carbono puede convertirse en una formulación de disulfuro de carbono. Estos procesos aparecen descritos en las patentes de EUA de número 4,963,340, 2,636,810, 3,927,185, 4,057,613, y 4,822,938, y en la publicación de solicitud de patente de EUA número 2004/0146450. La totalidad del contenido de estas descripciones se incluye en la presente como referencia.
En la patente WO 2007/131976 se describe un método adecuado para convertir el azufre líquido y un hidrocarburo en una formulación de disulfuro de carbono sin oxígeno. La totalidad del contenido de WO 2007/131976 se incluye en la presente como referencia.
En la patente WO 2007/131977 se describe un método adecuado para convertir el azufre líquido y un hidrocarburo en una formulación de disulfuro de carbono con oxígeno. La totalidad del contenido de WO 2007/131977 se incluye en la presente como referencia.
En las siguientes solicitudes de patente pendientes de registro se describen otros métodos adecuados para convertir los compuestos de azufre en una formulación de disulfuro de carbono y/o una formulación de oxisulfuro de carbono: La publicación de patente de EUA 2006/0254769 con número de legajo del caso TH2616; La solicitud de patente provisional de EUA 61/031,832 con número de referencia TH3448; La solicitud de patente provisional 61/024,694 con número de referencia TH3443; La publicación de patente PCT' WO 2007/131976 con número de de referencia TS1746;! La publicación de patente PCT WO 2008/003732 con número de referencia TS1818; La publicación de patente PCT WO 2007/131977 con número de referencia TS1833; y la solicitud de patente PCT PCT/EP2007/059746 con número de referencia TS9597.
La totalidad del contenido de todas estas publicaciones se incluyen en la presente como referencia.
Tal como se mencionó anteriormente, los insumos. y/o catalizadores de reacción pueden utilizarse en un proceso de superficie o pueden encontrarse dentro de la formación o inyectarse en la formación para convertir el compuesto que contiene azufre en una formulación de disulfuro de carbono y/o una formulación de oxisulfuro de carbono.
Paso 2 :
Se introduce un aditivo a la formulación de disulfuro de carbono y/o a la formulación de oxisulfuro de carbono para elevar la temperatura de autoencendido y/o para disminuir los límites de combustibilidad.
Entre los aditivos adecuados se incluyen el sulfuro de hidrógeno, el dióxido de carbono, los hidrocarburos tales como los alcanos, los compuestos de disulfuro y/o sus mezclas .
En ciertas modalidades, el aditivo incluye aproximadamente al menos 1% (molar) de butano, al menos aproximadamente 1% (molar) de pentano, al menos aproximadamente 1% (molar) de hexano, y al menos aproximadamente 1% (molar) de heptano.
En ciertas modalidades, el aditivo incluye aproximadamente al menos 2% (molar) de butano, al menos aproximadamente 2% (molar) de pentano, al menos aproximadamente 2% (molar) de hexano, y al menos aproximadamente 2% (molar) de heptano.
En ciertas modalidades, la mezcla con el aditivo y la formulación de disulfuro de carbono y/o la formulación de oxisulfuro de carbono incluye al menos aproximadamente 25% (molar) de disulfuro de carbono, por ejemplo al menos aproximadamente 50%, al menos aproximadamente 75%, o al menos aproximadamente 90%.
En ciertas modalidades, la mezcla con el aditivo !y la formulación de disulfuro de carbono y/o la formulación de oxisulfuro de carbono incluye al menos aproximadamente 25% (molar) de oxisulfuro de carbono, por ejemplo al menos aproximadamente 50%, al menos aproximadamente 75%, o al menos aproximadamente 90%.
En ciertas modalidades, el aditivo incluye al menos aproximadamente 5% (molar) de sulfuro de hidrógeno, por ejemplo, al menos aproximadamente 10%, al menos aproximadamente 20%, al menos aproximadamente 30%, o al menos
¦ i aproximadamente 50%. i
En ciertas modalidades, el aditivo incluye al menos aproximadamente 5% (molar) de dióxido de carbono, por ejemplo, al menos aproximadamente 10%, al menos aproximadamente 20%, al menos aproximadamente 30%, o al menos aproximadamente 50%.
En ciertas modalidades, el aditivo incluye al menos aproximadamente 0.5% (volumen) de un compuesto disulfuro, por ejemplo, al menos aproximadamente 1%, al menos aproximadamente 2%, al menos aproximadamente 3%, o al menos aproximadamente 5%.
En ciertas modalidades, los compuestos disulfuro adecuados incluyen disulfuro de dimetilo, disulfuro de dietilo y sus mezclas.
En ciertas modalidades, las mezclas de compuestos disulfuro adecuados incluyen mezclas de al menos 2 o 3 de disulfuro de dimetilo, disulfuro de dietilo, disulfuro de dipropilo, y disulfuro de dibutilo, como pueden ser el disulfuro de di-t-butilo.
En algunas modalidades, las mezclas de compuestos de disulfuro adecuados incluyen mezclas de aproximadamente 0% a aproximadamente 10% de disulfuro de dimetilo, desde aproximadamente 2% a aproximadamente 80% de disulfuro de dietilo, desde aproximadamente 10% a aproximadamente 80% de disulfuro de dipropilo, y desde aproximadamente 2% a aproximadamente 50% de disulfuro de dibutilo, tal comió el disulfuro de di-t-butilo.
En algunas modalidades, las mezclas de compuestos de disulfuro adecuados incluyen mezclas de aproximadamente 0.5% a aproximadamente 5% de disulfuro de dimetilo, desde aproximadamente 40% a aproximadamente 80% de disulfuro de dietilo, desde aproximadamente 20% a aproximadamente 40% de disulfuro de dipropilo, y desde aproximadamente 2% a aproximadamente 10% de disulfuro de dibutilo, tal como el disulfuro de di-t-butilo.
En algunas modalidades, las mezclas de compuestos de disulfuro adecuados incluyen mezclas de aproximadamente 1 % a aproximadamente 10% de disulfuro de dietilo, desde aproximadamente 60% a aproximadamente 80% de disulfuro de dipropilo, desde aproximadamente 20% a aproximadamente 40% de disulfuro de dibutilo, tal como el disulfuro de di-t-butilo.
En ciertas modalidades, puede adicionarse la mezcla de compuesto disulfuro a un agente de optimización en la recuperación de petróleo, a concentraciones de al menos aproximadamente 0.25% (en volumen), por ejemplo, al menos aproximadamente 0.5%, o aproximadamente 1%, o aproximadamente 1.5%, o aproximadamente 2%. La concentración puede ser de hasta aproximadamente 50% de mezcla de disulfuro, por ejemplo, hasta 25%, o aproximadamente 15%, o aproximadamente 10%, o aproximadamente 5%. Un intervalo de concentración adecuado es de aproximadamente 1% a aproximadamente 5%.
Paso 3 :
La formulación de disulfuro de carbono y/o la formulación de oxisulfuro de carbono pueden producirse en un proceso en la superficie y/o pueden producirse dentro de la formación .
Posteriormente, es posible mezclar las formulaciones de disulfuro de carbono y/o la formulación de oxisulfuro de carbono con un aditivo, y posteriormente puede utilizarse en el proceso de optimización en la recuperación de petróleo (EOR) para activar la producción de petróleo a partir de la formación, por ejemplo, como aparece descrito en la solicitud de patente pendiente de registro TH2616, la totalidad de cuyo contenido se incluye en la presente como referencia. Es posible producir hacia la superficie una mezcla de petróleo y de formulación de disulfuro de carbono, separar la formulación de disulfuro de carbono, y opcionalmente reciclarla e inyectarla en la formación o en otra formación.
Una mezcla de optimización en la recuperación de petróleo que incluye al menos una formulación de disulfuro de carbono y una formulación de oxisulfuro de carbono se mezcla con un aditivo, para aumentar la temperatura de encendido autógeno de la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo. Posteriormente, se introduce la mezcla en una formación subterránea, por ejemplo, por un pozo de inyección. Posteriormente, puede producirse al menos una porción de la mezcla y del petróleo y/o del gas a partir de la formación hacia un pozo de producción, el cual puede ser el mismo pozo que el pozo de inyección u otro pozo, a cierta distancia del pozo de inyección a través de la formación.
En la técnica, se conocen diversos métodos y sistemas para inyectar mezclas de optimización en la recuperación de petróleo en una formación, y para producir petróleo y/o gas a partir de la formación. La selección del método para inyectar la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo y para producir petróleo y/o gas a partir de la formación no resulta importante.
Puede aplicarse cualquier método conocido para la recuperación del petróleo y/o del gas a partir de una formación subterránea. Entre los métodos adecuados se incluye la producción submarina, la producción en la superficie, la producción primaria, secundaria o terciaria. No resulta importante la selección del método utilizado para recuperar el petróleo y/o gas a partir de la formación subterránea.
En una modalidad, puede recuperarse el petróleo y/o el gas a partir de una formación en un pozo, y puede fluir por el pozo y la tubería de flujo hacia la instalación. En algunas modalidades, puede utilizarse la optimización en la recuperación de petróleo, mediante la aplicación de un agente por ejemplo vapor, agua, un agente tensioactivo, una inyección de polímero, y/o una mezcla de optimización en la recuperación de petróleo, tal como la formulación de disulfuro de carbono, para aumentar el flujo del petróleo y/o del gas desde la formación.
Figura 3a:
En lo que respecta ahora a la figura 3a, en una modalidad de la invención, se representa el sistema 200. El sistema 200 incluye una formación subterránea 202, la formación subterránea 204, la formación subterránea 206, y la formación subterránea 208. La instalación de producción 210 se encuentra disponible en la superficie. El pozo 212 atraviesa las formaciones 202 y 204, y presenta aberturas en la formación 206. Opcionalmente , pueden quebrarse y/o perforarse las porciones 214 de la formación 206. El petróleo y el gas de la formación 206 se producen en las porciones 214, hacia el pozo 212, y se traslada hacia la instalación de la producción 210. Posteriormente, la instalación de producción puede separar el gas, el cual se envía al procesamiento de gas 216, y el líquido, el cual se envía hacia la reserva de líquido 218. Asimismo, la instalación de producción incluye una reserva de formulación de disulfuro de carbono 230. El disulfuro de carbono, el sulfuro de hidrógeno y/u otros compuestos que contienen azufre producidos a partir del pozo 212 pueden enviarse a la producción de formulación de disulfuro de carbono 230. El disulfuro de carbono, el sulfuro de hidrógeno y/u otros compuestos que contienen azufre con un aditivo pueden bombearse en sentido descendente en el pozo 212 que se representa por la flecha descendente y se bombea hacia la formación 206, y posteriormente se separa y el petróleo y el gas se producen nuevamente en el pozo 212 hacia la instalación de producción 210.
Las figuras 3b y 3c :
En lo que respecta ahora a las figura 3b y 3c, en algunas modalidades de la invención, se representa el sistema 200. El sistema 200 incluye una formación subterránea 202, la formación subterránea 204, la formación subterránea 206, y la formación subterránea 208. La instalación de producción 210 se encuentra disponible en la superficie. El pozo 212 atraviesa las formaciones 202 y 204, y presenta aberturas en la formación 206. Opcionalmente , pueden quebrarse , y/o perforarse las porciones 214 de la formación 206. Durante la producción primaria, se produce petróleo y gas a partir de la formación 206 en las porciones 214, hacia el pozo 212, y se desplaza hacia la instalación de producción 210. Posteriormente, la instalación de producción separa el gas, el cual se envía al procesamiento de gas 216, y el líquido, el cual se envía hacia la reserva de líquido 218 i La instalación de producción incluye además una reserva de formulación de disulfuro de carbono 230. La formulación de disulfuro de carbono, el sulfuro de hidrógeno y/u otros compuestos que contienen azufre pueden separarse del petróleo y/o del gas dentro de la formación, antes de que el petróleo y/o el gas se produzca en el pozo 212, o luego de que se produce el petróleo y/o el gas hacia el pozo 212 y haci'a la instalación en la superficie.
Tal como se representa en la figura 3b, las mezclas de optimización de la recuperación de petróleo con un aditivo pueden bombearse en sentido descendente en el pozo 212 que se representa por la flecha descendente y pueden bombearse Hacia la formación 206. Es posible que las mezclas de optimización de recuperación de petróleo permanezcan inundadas en la formación por un determinado período de tiempo, desde aproximadamente 1 hora hasta aproximadamente 15 días, por ejemplo, desde aproximadamente 5 a aproximadamente 50 horas, para la reacción con hidrocarburos para formar una mezcla de formulación de petróleo y de optimización en la recuperación de petróleo.
Posteriormente al período de inundación/reacción, tal como se representa en la figura 3c, la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo puede producirse con el petróleo y/o el gas, nuevamente por el pozo 212 hacia la instalación de producción 210.
En ciertas modalidades, la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo puede bombearse hacia la formación 206 por encima de la presión de fractura dé la formación, por ejemplo, desde aproximadamente 120% a aproximadamente 200% de la presión de fractura.
La mezcla de optimización en la recuperación de petróleo puede bombearse hacia la formación 206 a temperaturas desde aproximadamente 20 a aproximadamente 1000 °C, por ejemplo, desde aproximadamente 50! a aproximadamente 500°C, o desde aproximadamente 75 a aproximadamente 200 °C.
La mezcla de optimización en la recuperación de petróleo puede bombearse hacia la formación 206 a presiones desde aproximadamente 2 a aproximadamente 200 bares,1 por ejemplo, desde aproximadamente 3 a aproximadamente 100 bares, ° desde aproximadamente 5 a aproximadamente 50 bares.
Figura 3d:
En lo que respecta ahora a la figura 3d, en una modalidad de la invención, se representa el sistema 300. El sistema 300 incluye una formación subterránea 302, la
, i formación 304, la formación 306, y la formación 308. La instalación de producción 310 se encuentra disponible en la superficie. El pozo 312 atraviesa las formaciones 302 y 304, y presenta aberturas en la formación 306. Opcionalmente, pueden quebrarse y/o perforarse las porciones de la formación 314. A medida que el petróleo y el gas se producen desde la formación 306, ingresa a las porciones 314, y atraviesa por el pozo 312 hacia la instalación de producción 310. Puede separarse el gas y el líquido, y el gas puede enviarse hacia la reserva de gas 316, y el líquido puede enviarse la reserva de líquido 318. La instalación de producción 310 puede almacenar y/o producir una formulación de disulfuro de carbono que puede producirse y almacenarse en una producción de formulación de disulfuro de carbono 330. Pueden separarse la formulación de disulfuro de carbono, el sulfuro de hidrógeno y/u otros compuestos que contienen azufre del petróleo y/o del gas, luego de que el petróleo y/o el gas se produzca hacia el pozo 312 y hacia las instalaciones de superficie. Opcionalmente, la formulación de disulfurp de carbono puede reciclarse nuevamente hacia la formación, o hacia otra formación.
La formulación de disulfuro de carbono y/o de oxisulfuro de carbono, y un aditivo puede bombearse en sentido descendente en el pozo 332, a las porciones 334 de la formación 306. La formulación de disulfuro de carbono y/o de oxisulfuro de carbono atraviesa: la formación 306 y reacciona con uno o más hidrocarburos para producir una mezcla de petróleo miscible con la formulación de disulfuro de carbono y/o oxisulfuró de carbono, lo que asiste en la producción de petróleo y de gas, y posteriormente puede producirse la mezcla hacia el pozo 312 y las instalaciones de producción 310, y posteriormente pueden separarse la formulación de disulfuro de carbono y el petróleo y/o el gas. Posteriormente, puede reciclarse y reinyectarse la formulación de disulfuro de carbono hacia la formación, o hacia otra formación blanco.
En ciertas modalidades, la formulación de disulfuro de carbono o de formulación de disulfuro de carbono mezclada con otros compuestos puede ser miscible en petróleo y/o gas en la formación 306.
En ciertas modalidades, la formulación de disulfuro de carbono o de formulación de disulfuro de carbono mezclada con otros componentes puede ser mezclada con petróleo y/o gas en la formación 306 para formar una mezcla miscible. Posteriormente, puede producirse la mezcla hacia el pozo 312, y posteriormente puede separarse.
En algunas modalidades, la formulación de disulfuro de carbono o la formulación de disulfuro de carbono mezclada con otros componentes puede no mezclarse con petróleo y/o gas en la formación 306, como para que la formulación de disulfuro de carbono o la formulación de disulfuro de carbono mezclada con otros componentes se traslade como un cable por la formación 306 para impulsar al petróleo y/o gas hacia el pozo 312. En ciertas modalidades, una cantidad de formulación de disulfuro de carbono o de formulación de disulfuro de carbono mezclada con otros componentes puede inyectarse al pozo '332, seguido de otro componente para impulsar a la formulación de disulfuro de carbono o de formulación de disulfuro de carbono mezclada con otros componentes a través dé la formación 306, por ejemplo aire; agua en forma de gas o líquido; agua mezclada con una o más sales, polímeros, y/o agentes tensioactivos ; dióxido de carbono; otros gases; otros líquidos; y/o mezclas de los mismos.
Figura 4 :
En lo que respecta a la figura 4, en ciertas modalidades de la invención, se describe la producción de formulación de disulfuro de carbono 430. La producción de formulación de disulfuro de carbono 430 presenta una entrada de sulfuro de hidrógeno y/o de otros compuestos que contienen azufre. El sulfuro de hidrógeno puede convertirse en dióxido de azufre por la reacción de oxidación 432. El sulfuro de hidrógeno y el dióxido de azufre pueden convertirse en azufre en 434. El azufre puede combinarse con el compuesto de carbono para producir una formulación de disulfuro de carbono en 436.
La formulación de disulfuro de carbono y de sulfuro de hidrógeno producida en 436 puede ser el producto de salida. La formulación de disulfuro de carbono y/o la formulación de disulfuro de carbono que contiene la mezcla puede ser el producto de salida de la producción de formulación de disulfuro de carbono 430.
Alternativas :
En ciertas modalidades, las sales derivadas de disulfuro de carbono pueden disolverse en agua, y la solución resultante puede bombearse hacia las formaciones 206 y/o 306. Las formulaciones de disulfuro de carbono disuelto pueden descomponerse, obteniéndose disulfuro de carbono en las formaciones 206 y/o 306.
En ciertas modalidades de la invención, el gas y el líquido producido a partir del pozo 212 y/o 312 pueden separarse, por ejemplo con un separador gravitatorio o una centrífuga, o con otros métodos conocidos en la técnica. La porción de gas puede enviarse a la producción de formulación de disulfuro de carbono 230 y/o 330.
En algunas modalidades de la invención, todos los componentes del sistema 200 y/o del sistema 300 pueden encontrarse a 10 km de distancia, por ejemplo, aproximadamente 5, 3 o 1 km.
En ciertas modalidades, el petróleo y/o el1 gas producido a partir del pozo 212 y/o 312 puede transportarse a una refinería y/o a una instalación de tratamiento. El petróleo y/o el gas pueden procesarse para obtener productos comerciales como pueden ser los combustibles de transporte,
1 como pueden ser la gasolina y el diesel, el combustible para calefacción, los lubricantes, los químicos y/o los polímeros. El procesamiento puede incluir la destilación y/o la destilación fraccional del petróleo y/o del gas para obtener una ° m¾s fracciones destiladas. En ciertas modalidades, el petróleo y/o el gas, y/o una o más fracciones destiladas pueden someterse a uno o más de los siguientes procesos: Craqueo catalítico, hidrocraqueo, hidrotratamiento, coquización, craqueo térmico, destilación, reforma, polimerización, isomerización, alquilación, mezclado, y desparafinación . . ,
Cabe notar que cualquiera de las modalidades para completar el paso 1 puede combinarse con cualquiera de, las modalidades para completar el paso 2, que pueden a su vez combinarse con cualquiera de las modalidades para completar el paso 3.
No resulta importante cuál método se selecciona para completar los pasos 1 a 3.
Ej emplos : ;
La Tabla 1 presenta las propiedades' de combustibilidad del disulfuro de carbono, incluido el punto de inflamación, la temperatura de autoencendido, y los límites de combustibilidad en aire a 25°C. Asimismo, presenta los datos de combustión correspondientes para otras sustancias comunes dé la industria química y del campo petrolífero. Tal como puede apreciarse, la característica distintiva,; del disolvente de disulfuro de carbono es su temperatura de autoencendido extremadamente baja, o la temperatura mínima a la cual puede encenderse espontáneamente en presencia de aire y sin una fuente de encendido'. La amplitud de estos límites de combustibilidad aumenta aún más las probabilidades de que ocurra el encendido. Incluso los hidrocarburos altamente combustibles (tales como el octano y el decano) y las mezclas de hidrocarburos (tales como el diesel o el 'LPG) , presentan temperaturas de autoencendido superiores a 100°C y presentan límites de combustibilidad mucho más ajustados. De hecho, la baja temperatura de autoencendido distingue al disulfuro de carbono , , como único en su clase en lo que respecta a su combustibilidad, con episodios registrados, por ejemplo, de incendios provocados por el contacto de ráfagas de los vapores de disulfuro de carbono con una lámpara incandescente.
Tabla 1. Propiedades de combustibilidad del disulfuro rbono y de compuestos seleccionados.
Sustancia Punto de Temperatura Límites , de inflamación de combustibilidad
(°C) autoencendido (% vol a 25°C)
(°C)
Mínimo Máximo
Gamba -30 100 <1 so ;
Metano -188 630 5 15
Etano -135 515 3 12.4
Propano -104 450 2.1 9.5 n-butano -74 370 1.8 8.4 : n-pentano -49 260 1.4 7.8 n-hexano -23 225 1.2 7.4 n-heptano -3 225 1.1 6.7 n-octano 14 220 0.95 6.51 n-nonano 31 205 0.95 --n-decano 46 210 0.75 5.6
H2S -82 270 4 46 1
Etanol 19 365 3 19 , '.
Isopreno -54 395 1 9
Dimetilsul- 90 300 3 63 fóxido
(DMSO)
Gasolina -45 246 1 7
Hidrógeno -253 530 4 75
Queroseno 35 210 1 5
Diesel 45 210 0.3 10
Nafta 40 277 - LPG -30 - - -
Como contraste, el punto de inflamación, o la temperatura requerida para que una sustancia se queme en presencia de una fuente de encendido como pueden ser una chispa o llama, es baja, pero no es extrema si se compara con otros de los compuestos presentados en la tabla 1.
Procedimientos de evaluación de la combustibilidad
Se realizó la evaluación de la combustibilidad de las mezclas de disulfuro de carbono siguiendo los procedimientos de la American Society for Testing and Materials (ASTM), la organización de normativas internacionales. Se realizaron tres series de evaluaciones, basándose en las mezclas con H2S y/o C02, mezclas que incluyen hidrocarburos, y mezclas con pequeñas cantidades de compuestos disulfuro (a sáber, disulfuro de dimetilo, disulfuro de dietilo y otros) . Entre los parámetros medidos se incluyen las temperatura^ de autoencendido y los límites de menor combustibilidad de una variedad de mezclas. A continuación se proporcionan los detalles de los experimentos.
Limites de combustibilidad
El límite mínimo de combustibilidad (LFL, por sus siglas en inglés) es la concentración mínima a la cual un gas o vapor de combustión puede propagar una llama a través de una mezcla de gas homogénea. Las pruebas para el LFL se realizaron de acuerdo con el procedimiento ASTM E-681, al tiempo que una mezcla uniforme de gas o vapor se enciende en un recipiente cerrado, y se registra, mediante inspección visual la propagación de la llama hacia arriba y abajo de la fuente de encendido. La concentración del componente inflamable varía hasta observar la propagación de la llama.
En el caso de las mezclas de disulfuro de carboriq, se realizaron los experimentos en un recipiente cilindri o de 2.25 litros, equipado con las conexiones de tubería ¡ y la instrumentación necesarias para permitir la evaluación. Debido al riesgo inherente al disulfuro de carbono, así como
I
de muchos de los otros componentes en la mezcla, el recipiente de prueba se colocó en una barricada de alta presión y el encendido se realizó en forma remota desde la sala de control de la barricada. Previamente a; la evaluación, se limpia el recipiente vacío con agua, se seca con aire seco, y se evalúa si presenta pérdidas. Posteriormente, se calienta el recipiente a la temperatura de evaluación requerida, se purga con aire, y se somete a vacío a 0 Kg/cm2 (0 psia) . Posteriormente, se adiciona : aire al recipiente, seguido de la mezcla de disulfuro de cárbono a ser evaluada. Los intentos de encendido se realizan utilizando un arco constante de voltaje elevado (10 kV, 0.25 mA) , a condiciones atmosféricas normales (1 Kg/cm2 (14.7 psia) ) y el encendido se determinó con el aumento en la í presión y de la temperatura medido con el sistema de adquisición de datos. \\
Temperatura de autoencendido
La temperatura de autoencendido (AIT, por sus siglas en inglés) de una sustancia es la mínima temperatura a la cual se enciende espontáneamente el material en ausencia de una fuente de encendido externa, como pueden ser una chispa o una llama. Las pruebas de AIT se realizaron de acuerdo cón el procedimiento ASTM E-659, mediante las cuales la sustancia se introduce en un matraz de vidrio calentado uniformemente y se observa durante diez minutos o hasta que ocurre el encendido. La temperatura del matraz y la concentración del material en el matraz varían hasta detectar la AIT.
Al igual que en los experimentos de LFL, los experimentos AIT se realizaron en un recipiente cilindrico de 2.25 litros, equipado con las conexiones de tubería y la instrumentación necesarias para permitir la evaluación. Asimismo, se utilizó la misma configuración, colocándose el recipiente de evaluación en una barricada de presión elevada, y se realizaron las observaciones remotamente desde la sala de control de la barricada. Previamente a la evaluación, se limpia el recipiente vacío con agua, se seca con aire seco, y se evalúa si presenta pérdidas. Posteriormente, se calienta el recipiente a la temperatura de evaluación requerida, se purga con aire, y se somete a vacío a 0 psia. Posteriormente, se adiciona aire al recipiente, seguido de una mezcla de disulfuro de carbono, con las concentraciones medidas cuidadosamente a medida que se introduce en el recipiente. Posteriormente, se observó el recipiente de prueba durante diez minutos, en lo que respecta a su encendido, y el encendido se determinó con el aumento de presión y temperatura proporcionado por el sistema de adquisición de datos.
Resultados de combustibilidad para las mezclas de disulfuro de carbono con H2S y C02 ·
La tabla 2 presenta los resultados de las pruebas de combustibilidad de algunas mezclas de disulfuro de carbono con H2S y/o C02. Como puede apreciarse, la adición de H2S en el disulfuro de carbono aumenta la temperatura; de autoencendido a 130 °C con 5% de H2S y 174 °C con 50% de H2S . Hay pequeñas variaciones en los límites de combustibilidad. Sin embargo, el LFL se encuentra en el intervalo menor a 1% para el disulfuro de carbono puro a 1.6% y 1.9% para , las mezclas de disulfuro de carbono con 5% y 50% de H2S, respectivamente. Contrariamente, la temperatura de autoencendido presenta pequeñas variaciones cuando se elaboran mezclas de disulfuro/C02 relativas al disulfuro de carbono puro, pero los límites de combustibilidad inferiores aumentan moderadamente. Lo que resulta interesante es que el LFL es mayor para la mezcla de disulfuro de carbono de 80%/C02 20% que para la mezcla de disulfuro de carbono de 35%/C02 65%, lo que sugiere que el LFL no aumenta constantemente a mayores concentraciones de C02. Finalmente, la última fila de la tabla 2 muestra que las mezclas de disulfuro de carbono tanto con H2S como con C02 pueden incluir mayores límites de temperaturas de autoencendido y de combustibilidad.
Tabla 2. Resultados de las pruebas de combustibilidad para las mezclas de disulfuro de carbono con H2S y C02
Resultados de combustibilidad para las mezclas de disulfuro de carbono con hidrocarburos
Asimismo, se realizaron las pruebas de combustibilidad en mezclas de hidrocarburos y disulfuro de carbono. La tabla 3 presenta los datos de AIT y LFL para estas mezclas. Generalmente, al nivel de disulfuro de carbono 96%/hidrocarburo 4%, resultan modestos los aumentos en la AIT con respecto al disulfuro de carbono puro. Para las composiciones de mezcla de disulfuro de carbono 92%/hidrocarburo 8%, los aumentos en la AIT son mayores; con aumentos más pronunciados para los hidrocarburos más pesados.
De alguna manera, esto no es lo esperado, ya que la AIT para los hidrocarburos puros disminuye para los mayores pesos moleculares (Tabla 1) .
Cuando se adicionan hidrocarburos, aumentan levemente los límites de combustibilidad inferiores, hasta aproximadamente 2%, con muy poca diferencia entre los niveles de adición de los hidrocarburos 4% y 8%. Al adicionar mezclas de hidrocarburo, al contrario de los hidrocarburos puros, al fluido de disulfuro de carbono se producen resultados que se encuentran aproximadamente en el mismo intervalo que para la adición de los hidrocarburos puros respectivos. Sin embargo, la última mezcla en la tabla 3, permite obtener una temperatura de autoencendido mayor que la de cualquiera de sus componentes constitutivos adicionados en concentraciones comparables.
Tabla 3. Resultados de la prueba de combustibilidad para el disulfuro de carbono con hidrocarburos. La solúción restante de cada mezcla es fluido de disulfuro de carbono.
Resultados de combustibilidad para las mezclas de disulfuro de carbono con compuestos disulfuro
Se decidió evaluar a los siguientes aditivos:
Disulfuro de dimetilo (Ci-DS)
Disulfuro de dietilo (C2-DS)
Disulfuro de dipropilo (C3-DS)
Disulfuro de di-t-butilo (C4-DS)
"Formulación A": mezcla de Ci-DS 1%, C2-DS 62%, C3-DS 31%, C4-DS 6%
"Formulación B" : mezcla de C2-DS 3%, C3-DS 70%, C4- DS 27%
Se evaluaron los aditivos a niveles de concentración de 0.5%, 1.0%, 1.5% y 2.0% en volumen. Cabe destacar que a diferencia de las pruebas anteriores, la concentración de compuestos de disulfuro adicionada al disulfuro de carbono se basa en los porcentajes de volumen, para poder comparar directamente con los datos de las patentes anteriores. En términos molares, la concentración adicionada de compuestos disulfuro sería menor que en términos de volumen.
El criterio para estudiar las mezclas de compuestos disulfuro ("Formulación A" y "Formulación B") que se representan anteriormente es que se trata de composiciones generalmente de productos de desecho denominados "petróleos bisulfurados" encontrados en las plantas de gas ácido por la eliminación de mercaptanos . Dado que la eliminación de estos petróleos bisulfurados es muy difícil y costosa, se decidió evaluar, su efectividad como aditivos para aumentar las temperaturas de encendido automático del disulfuro de carbono. Los resultados de las mezclas de disulfuro de carbono y disulfuro se presentan en la tabla 4 y se representan gráficamente en la figura 5.
Tabla 4. Resultados de la prueba de combustibilidad para el disulfuro de carbono con compuestos de disulfuro (DS) . La solución restante de cada mezcla es fluido de disulfuro de carbono.
Componente %vol AIT (°C) LFL (%vol)
Ci-DS 0.5% 172 0.7%
1.0% 202 1.0%
1.5% 202 1.0%
2.0% 202 1.2%
Ci-DS 0.5% 162 0.6%
1.0% 196 0.9%
1.5% 197 1.4%
2.0% 197 1.4%
C3-DS 0.5% 146 0.8%
1.0% 166 0.8%
1.5% 186 1.0%
2.0% 201 1.4%
C4-DS 0.5% 131 0.5%
1.0% 141 0.6%
1.5% 146 0.8%
2.0% 156 0.8%
Formulación A 0.5% 141 0.8%
1.0% 166 0.8%
1.5% 196 1.2%
2.0% 196 1.2%
Formulación B 0.5% 139 0.7%
1.0% 156 0.9%
1.5% 156 0.8%
2.0% 166 1.0%
Relativamente pequeñas cantidades de los compuestos disulfuro adicionados al disulfuro de carbono pueden aumentar el valor de la AIT drásticamente. Aparentemente, el disulfuro de dimetilo (Ci-DS) es el más efectivo en lo que respecta al aumento de la AIT, seguido del disulfuro de dietilo (C2-DS) , disulfuro de dipropilo (C3-DS) y disulfuro de di-t-bütilo (C4-DS) . Sin embargo, el beneficio inherente a Cx-DS y C2-DS parece estancarse en 1.0%, en el que mayores cantidades no parecen derivar en más beneficios. Para los casos de C3-;DS y C4-DS, las temperaturas de autoencendido aumentan luego de agregar 1.0%, aunque aún son menores que para las mezclas de Ci-DS y C2-DS.
Modalidades ilustrativas:
En una modalidad, la invención proporciona un sistema para producir petróleo y/o gas que incluye una formación que incluye una mezcla de petróleo y/o gas y una mezcla de optimización de la recuperación de petróleo, que incluye un aditivo para aumentar la temperatura de autoencendido de la mezcla y una formulación de disulfuro de carbono y/o una formulación de oxisulfuro de carbono; y un mecanismo .para recuperar al menos una porción de petróleo y/o gas,. En ciertas modalidades, el sistema incluye asimismo un mecanismo para recuperar al menos una porción de la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo a partir de la formación. En ciertas modalidades, el mecanismo para recuperar al menos una porción del petróleo y/o gas incluye un pozo en la formación subterránea y una instalación de recuperación en la parte superior del pozo. En algunas modalidades, el sistema incluye asimismo un mecanismo para inyectar más mezcla de optimización de la recuperación de petróleo a la formación. En ciertas modalidades, el sistema incluye asimismo un calentador dentro de la formación, adaptado para calentar al menos una de las mezclas de optimización en la recuperación de petróleo, aceite, y/o gas. En ciertas modalidades, el sistema incluye asimismo un mecanismo adaptado para separar el petróleo y/o gas recuperado de cualquier mezcla de optimización en la recuperación de petróleo. En algunas modalidades, el sistema incluye asimismo un mecanismo adaptado para inyectar ¡ más mezcla de optimización en la recuperación de petróleo a la formación. En ciertas modalidades, la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo incluye al menos 1 por ciento molar de butano, pentano, hexano y heptano. En ciertas modalidades, la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo incluye al menos 2 por ciento molar de butano, pentano, hexano y heptano. En ciertas modalidades, la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo incluye al menos aproximadamente 30 por ciento mol de disulfurp de carbono. En ciertas modalidades, la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo incluye al menos aproximadamente 30 por ciento mol de oxisulfuro de carbono. En ciertas modalidades, la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo incluye al menos aproximadamente 0.5% (en volumen) de al menos tres de los compuestos disulfuro de dimetilo, disulfuro de dietilo, disulfuro de dipropilo y disulfuro de dibutilo. En ciertas modalidades, la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo incluye al menos aproximadamente 0.5% (en volumen) de al menos tres de los compuestos disulfuro de dimetilo, disulfuro de dietilo, disulfuro de dipropilo y disulfuro de dibutilo. En ciertas modalidades, la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo incluye una mezcla de disulfuro que incluye desde 0.5% a 2% de disulfuro de dimetilo, desde 55% a 70% de disulfuro de dietilo, desde 25% a 35% de disulfuro de dipropilo, y desde 3% a 10% de disulfuro de dibutilo'. En ciertas modalidades, la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo incluye una mezcla de disulfuro que incluye desde 1% a 5% de disulfuro de dietilo, desde 60% a 80% de disulfuro de dipropilo y desde 25% a 35% de disulfuro de dibutilo.
En otra modalidad, la invención proporciona un método para producir petróleo y/o gas que incluye una formación que incluye petróleo y/o gas; y liberar una mezcla de optimización de la recuperación de petróleo en la formación, la mezcla incluye un aditivo para aumentar la temperatura de autoencendido de la mezcla y al menos disulfuro de carbono y/o disulfuro de carbono. En ciertas modalidades, el método incluye asimismo la recuperación de al menos una porción del petróleo y/o del gas de la formación subterránea. En ciertas modalidades, la recuperación se realiza a partir de un primer pozo y la secreción de la mezcla de optimización dé la recuperación se realiza a partir de un primer pozo. En algunas modalidades, se realiza la recuperación a partir de un primer pozo y la secreción de la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo se realiza desde un segundo pozo. En ciertas modalidades, la recuperación se realiza desde un punto más alto en la formación, y la secreción de la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo se realiza desde un punto inferior en la formación. En ciertas modalidades, el método incluye asimismo calentar la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo antes de inyectar la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo en la formación, o mientras se encuentra en la formación. En algunas modalidades, el método incluye asimismo la separación de la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo del petróleo y/o gas, y la reinyección de la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo en la formación. En ciertas modalidades, el método incluye asimismo convertir al menos una porción del petróleo y/o gas recuperado de la formación en un material seleccionado del grupo que incluye los combustibles para el transporte como es la gasolina y el diesel, los combustibles para calefacción, los lubricantes, los químicos y/o los polímeros.
En una modalidad, se describe una mezcla de optimización en la recuperación de petróleo que incluye al menos un disulfuro de carbono y un oxisulfuro de carbono, y al menos aproximadamente 0.5% volumen de una mezcla de disulfuro que incluye hasta 2% de disulfuro de dimetilo, desde 2% a 70% de disulfuro de dietilo, desde 25% a 80% de disulfuro de dipropilo, y desde 3% a 30% de disulfurb de dibutilo. En ciertas modalidades, la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo incluye al menos 1% de mezcla de disulfuro. En ciertas modalidades, la mezcla' de optimización en la recuperación de petróleo incluye el dióxido de carbono. En ciertas modalidades, la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo incluye el sulfuro de hidrógeno. En ciertas modalidades, la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo incluye al menos 50% de disulfuro de carbono. En ciertas modalidades, la mezcla de optimización de la recuperación de petróleo incluye al menos 50% de oxisulfuro de carbono.
Los conocedores de la técnica sabrán que es posible
1 realizar diversas modificaciones y variaciones a las modalidades descritas en la invención, a las configuraciones, los materiales y métodos sin apartarse del espíritu y alcance de la misma. Por lo tanto, el alcance de las reivindicaciones aquí adjuntas y sus equivalencias funcionales no deben encontrarse limitadas por las modalidades específicas, descritas e ilustradas en la presente, ya que las mismas son ej emplarizantes .
Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.
Claims (26)
1. Un sistema para producir petróleo y/o , gas caracterizado porque comprende: una formación que comprende una mezcla de petróleo y/o gas y una mezcla de optimización en la recuperación de petróleo que comprende un aditivo para aumentar la temperatura de autoencendido de la mezcla y una formuláción de disulfuro de carbono y/o una formulación de oxisulfuro de carbono; y un mecanismo de recuperación de al menos una porción del petróleo y/o del gas.
2. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende un mecanismo para recuperár al menos una porción de la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo a partir de la formación.
3. El sistema de conformidad con cualquiera de! las reivindicaciones 1 a 2, caracterizado porque el mecanismo para recuperar al menos una porción del petróleo y/o del gas comprende un pozo en la formación subterránea y una instalación de recuperación en la parte superior del pozo.
4. El sistema de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, caracterizado porque comprende además un mecanismo de inyección de más mezcla de optimización én la recuperación de petróleo en la formación.
5. El sistema de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, caracterizado porque comprende asimismo un calentador dentro de la formación, adaptado para calentar al menos una de las mezclas de optimización en la recuperación de petróleo, aceite, y/o gas.
6. El sistema de conformidad con cualquiera dé las reivindicaciones 1 a 5, caracterizado porque comprende un mecanismo adaptado para separar el petróleo recuperado y/o el 9^3 recuperado de cualquier mezcla de optimización en la recuperación de petróleo recuperada.
7. El sistema de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque comprende asimismo un mecanismo adaptado para inyectar cualquier mezcla de optimización en la recuperación de petróleo de regreso a la formación.
8. El sistema de conformidad con cualquiera de: las reivindicaciones 1 a 7, caracterizado porque la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo incluye al menos aproximadamente 0.5% (en volumen) de al menos tres dé los compuestos disulfuro de dimetilo, disulfuro de dietilo, disulfuro de dipropilo y disulfuro de dibutilo.
9. El sistema de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8, caracterizado porque la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo comprende al menos aproximadamente 0.5% (en volumen) de al menos tres de los compuestos disulfuro de dimetilo, disulfuro de dietilo, disulfuro de dipropilo y disulfuro de dibutilo.
10. El sistema de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9, caracterizado porque la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo comprend : una mezcla de disulfuro que incluye desde 0.5% a 2% de disulfuro de dimetilo, desde 55% a 70% de disulfuro de dietilo, desde 25% a 35% de disulfuro de dipropilo, y desde 3% a ip% de disulfuro de dibutilo.
11· El sistema de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9, caracterizado porque la mezcl de optimización en la recuperación de petróleo comprende! una mezcla de disulfuro que incluye desde 1% a 5% de disulfuro de dietilo, desde 60% a 80% de disulfuro de dipropilo, y desde 25% a 35% de disulfuro de dibutilo.
12. Un método para producir petróleo y/o gas, caracterizado porque comprende: proporcionar una formación que incluye petróleo y/o gas; y liberar la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo en la formación, la mezcla comprende un aditivo, adaptado para aumentar la temperatura de autoencendido de la mezcla y al menos un disulfuro de carbono y/o oxisulfuro de carbono .
13. El método de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque comprende asimismo la recuperación de al menos una porción del petróleo y/o del gas de la formación subterránea .
14. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque la recuperación se realiza a partir de un primer pozo y la liberación de la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo se realiza desde un primer pozo.
15. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque la recuperación se realiza a partir de un primer pozo y la secreción de la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo se realiza desde un segundo pozo.
16. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 13 a 15, caracterizado porque la recuperación se realiza desde un punto más alto eri la formación, y la secreción de la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo se realiza desde un punto inferior en la formación.
17. Los métodos de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 12 a 16, caracterizados porque comprende asimismo calentar la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo antes de inyectar la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo en la formación, o mientras se encuentra en la formación. ¡
18. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 13 a 17, caracterizado porque comprende asimismo la separación de la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo del petróleo y/o gas, y la reinyección de la mezcla de optimización en la recuperación de petróleo en la formación.
19. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 13 a 18, caracterizado porque comprende asimismo convertir al menos una porción del petróleo y/ó gas recuperado de la formación en un material seleccionado del grupo que consiste en los combustibles para el transporte como es la gasolina y el diesel, el combustible para calefacción, los lubricantes, los químicos y/o los polímeros.
20. Una mezcla de optimización en la recuperación de petróleo, caracterizada porque comprende al menos, un disulfuro de carbono y un oxisulfuro de carbono, y al menos aproximadamente 0.5% en volumen de una mezcla de disulfuro que comprende hasta 2% de disulfuro de dimetilo, desden 2% a 70% de disulfuro de dietilo, desde 25% a 80% de disulfuro de dipropilo, y desde 3% a 30% de disulfuro de dibutilo.
21. La mezcla de optimización en la recuperación de petróleo de conformidad con la reivindicación 20, caracterizada porque comprende además al menos 1% de la mezcla de disulfuro.
22. La mezcla de optimización en la recuperación de petróleo de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 20 a 21, caracterizada porque además comprende dióxido de carbono.
23. La mezcla de optimización en la recuperación de petróleo de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 20 a 22, caracterizada porque además comprende sulfuro de hidrógeno.
24. La mezcla de optimización en la recuperación de petróleo de conformidad con cualquiera de ¡ las reivindicaciones 20 a 23, caracterizada porque comprende al menos aproximadamente 50% de disulfuro de carbono.
25. La mezcla de optimización en la recuperación de petróleo de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 20 a 24, caracterizada porque comprende al menos aproximadamente 50% de oxisulfuro de carbono.
26. La mezcla de optimización en la recuperación de petróleo de conformidad con cualquiera de ' las reivindicaciones 20 a 25, caracterizada porque la mezcla de disulfuro incluye un petróleo bisulfurado a partir de una planta de gas ácido.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US8042108P | 2008-07-14 | 2008-07-14 | |
| PCT/US2009/050527 WO2010009115A1 (en) | 2008-07-14 | 2009-07-14 | Systems and methods for producing oil and/or gas |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| MX2011000565A true MX2011000565A (es) | 2011-03-30 |
Family
ID=41550688
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| MX2011000565A MX2011000565A (es) | 2008-07-14 | 2009-07-14 | Sistemas y metodos para producir petroleo y/o gas. |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20110132617A1 (es) |
| EP (1) | EP2318647A1 (es) |
| CN (1) | CN102132003A (es) |
| AU (1) | AU2009271069A1 (es) |
| BR (1) | BRPI0916209A2 (es) |
| CA (1) | CA2730359A1 (es) |
| MX (1) | MX2011000565A (es) |
| RU (1) | RU2011105166A (es) |
| WO (1) | WO2010009115A1 (es) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20140000882A1 (en) * | 2012-06-27 | 2014-01-02 | Shell Oil Company | Petroleum recovery process and system |
| WO2014004490A1 (en) * | 2012-06-27 | 2014-01-03 | Shell Oil Company | Petroleum recovery process and system |
| AU2013280590A1 (en) * | 2012-06-27 | 2014-12-18 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Petroleum recovery process and system |
| CN105308261A (zh) * | 2013-06-18 | 2016-02-03 | 国际壳牌研究有限公司 | 油采收系统和方法 |
| WO2014210113A1 (en) | 2013-06-27 | 2014-12-31 | Shell Oil Company | Remediation of asphaltene-induced plugging of wellbores and production lines |
| BR112015032266A2 (pt) * | 2013-06-27 | 2017-08-22 | Shell Int Research | Método e sistema para produzir sulfito de dimetila de um fluxo de coque gaseificado |
| US20150175873A1 (en) * | 2013-12-20 | 2015-06-25 | Shell Oil Company | Oil recovery process, system, and composition |
| CN108929666B (zh) * | 2018-06-25 | 2020-11-03 | 西南石油大学 | 一种含硫气井高效解堵剂 |
Family Cites Families (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2636810A (en) * | 1947-12-15 | 1953-04-28 | Fmc Corp | Manufacture of carbon disulfide |
| US3375192A (en) * | 1964-09-25 | 1968-03-26 | Canadian Ind | Method for cleaning oil and gas wells employing carbon disulfide-pentane mixtures |
| US3558510A (en) * | 1967-01-23 | 1971-01-26 | Freeport Sulphur Co | Method for raising the autogenous ignition temperature of carbon disulfide |
| US3558509A (en) * | 1967-01-23 | 1971-01-26 | Freeport Sulphur Co | Means for raising the autogenous ignition temperature of carbon disulfide |
| US3644433A (en) * | 1970-03-20 | 1972-02-22 | Exxon Research Engineering Co | Increasing autoignition temperature of cs2 |
| US3927185A (en) * | 1973-04-30 | 1975-12-16 | Fmc Corp | Process for producing carbon disulfide |
| US4290900A (en) * | 1979-05-29 | 1981-09-22 | Standard Oil Company (Indiana) | Method and composition for removing elemental sulfur from high temperature, high pressure wells and flow lines |
| US4822938A (en) * | 1988-05-03 | 1989-04-18 | Mobil Oil Corporation | Processes for converting methane to higher molecular weight hydrocarbons via sulfur-containing intermediates |
| US4963340A (en) * | 1989-03-13 | 1990-10-16 | Mobil Oil Corporation | Cyclic process for converting methane to carbon disulfide |
| NL1002524C2 (nl) * | 1996-03-04 | 1997-09-05 | Gastec Nv | Katalysator voor de selectieve oxidatie van zwavelverbindingen tot elementaire zwavel, werkwijze voor de bereiding van een dergelijke kata- lysator en werkwijze voor de selectieve oxidatie van zwavelverbindingen elementaire zwavel. |
| US6946111B2 (en) * | 1999-07-30 | 2005-09-20 | Conocophilips Company | Short contact time catalytic partial oxidation process for recovering sulfur from an H2S containing gas stream |
| US6893620B2 (en) * | 2000-09-07 | 2005-05-17 | The Boc Group Plc | Process and apparatus for recovering sulphur from a gas stream containing hydrogen sulphide |
| BR0113714B1 (pt) * | 2000-09-07 | 2010-09-21 | processo de recuperaração de vapor de enxofre de corrente de gás de alimentação compreendendo sulfeto de hidrogênio usando dois fornos em série e pelo menos uma planta claus. | |
| WO2003082455A2 (en) * | 2002-03-25 | 2003-10-09 | Tda Research, Inc. | Catalysts and process for oxidizing hydrogen sulfide to sulfur dioxide and sulfur |
| CN100532504C (zh) * | 2002-12-17 | 2009-08-26 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于硫化合物的催化选择性氧化的方法 |
| US7090818B2 (en) * | 2003-01-24 | 2006-08-15 | Stauffer John E | Carbon disulfide process |
| BRPI0608825B1 (pt) * | 2005-04-21 | 2017-06-06 | Shell Int Research | sistema e método para a produção de óleo e/ou gás |
| CN2823549Y (zh) * | 2005-06-15 | 2006-10-04 | 王安仕 | 油气井化学反应气动力深穿透热解堵装置 |
| EP2049767A1 (en) * | 2006-08-10 | 2009-04-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Methods for producing oil and/or gas |
-
2009
- 2009-07-14 WO PCT/US2009/050527 patent/WO2010009115A1/en active Application Filing
- 2009-07-14 CN CN200980132994XA patent/CN102132003A/zh active Pending
- 2009-07-14 RU RU2011105166/03A patent/RU2011105166A/ru not_active Application Discontinuation
- 2009-07-14 MX MX2011000565A patent/MX2011000565A/es not_active Application Discontinuation
- 2009-07-14 AU AU2009271069A patent/AU2009271069A1/en not_active Abandoned
- 2009-07-14 US US13/054,414 patent/US20110132617A1/en not_active Abandoned
- 2009-07-14 BR BRPI0916209A patent/BRPI0916209A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2009-07-14 CA CA2730359A patent/CA2730359A1/en not_active Abandoned
- 2009-07-14 EP EP09798646A patent/EP2318647A1/en not_active Withdrawn
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011105166A (ru) | 2012-08-20 |
| AU2009271069A1 (en) | 2010-01-21 |
| US20110132617A1 (en) | 2011-06-09 |
| CA2730359A1 (en) | 2010-01-21 |
| EP2318647A1 (en) | 2011-05-11 |
| BRPI0916209A2 (pt) | 2015-11-03 |
| CN102132003A (zh) | 2011-07-20 |
| WO2010009115A1 (en) | 2010-01-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| MX2011000565A (es) | Sistemas y metodos para producir petroleo y/o gas. | |
| MX2008014880A (es) | Sistemas y metodos para producir petroleo y/o gas. | |
| RU2010125278A (ru) | Системы и способы добычи нефти и/или газа | |
| RU2474608C2 (ru) | Керосиновое базовое топливо | |
| RU2010121883A (ru) | Системы и способы добычи нефти и/или газа | |
| MX2009001431A (es) | Metodos para producir combustible y/o gas. | |
| CA2693942A1 (en) | Methods for producing oil and/or gas | |
| KR20210106454A (ko) | 연료유 조성물 | |
| US20140076553A1 (en) | Upstream-downstream integrated process for the upgrading of a heavy crude oil with capture of co2 and relative plant for the embodiment thereof | |
| RU2010125282A (ru) | Системы и способы добычи нефти и/или газа | |
| RU2515673C2 (ru) | Система для добычи нефти с помощью эмульсии, содержащей смешивающийся растворитель | |
| GB2471862A (en) | Extracting and upgrading heavy hydrocarbons using supercritical carbon dioxide | |
| MX2011000564A (es) | Sistemas y metodos para producir petroleo y/o gas. | |
| AU2009271072B2 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| US20110308798A1 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| RU2011134248A (ru) | Способ добычи нефти и/или газа и система для его осуществления | |
| RU2011134246A (ru) | Способ добычи нефти и/или газа и система для его осуществления | |
| CA2999615C (en) | Mixture of inorganic acids, organic base, oxidizing compound, fatty acids and alcohol for the production, improved recovery, and treatment of hydrocarbons and bituminous sands | |
| WO2017161554A1 (en) | Process for oil recovery | |
| Speight | Gas Engineering: Vol. 3: Uses of Gas and Effects | |
| WO2017161556A1 (en) | Process for oil recovery | |
| MX2012009647A (es) | Procedimiento para el mejoramiento de crudos pesados y extrapesados. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FA | Abandonment or withdrawal |