NO20120089A1

NO20120089A1 - Oil recovery systems and processes

Info

Publication number: NO20120089A1
Application number: NO20120089A
Authority: NO
Inventors: Andreas Nicholas Matzakos
Original assignee: Shell Int Research
Priority date: 2009-08-10
Filing date: 2012-01-25
Publication date: 2012-01-25
Also published as: AU2010282746A1; CN102472095A; BR112012002721A2; WO2011019632A1; GB201200995D0; US20120138316A1; GB2484238B; GB2484238A

Abstract

Det er avdekket et system for å produsere olje og/eller gass omfattende en mekanisme for å utvinne olje og/eller gass fra en underjordisk formasjon. Oljen og/eller gassen omfattende naturgass, en mekanisme for å konvertere minst en del av naturgassen fra den utvunnede oljen og/eller gassen til et løsemiddel for økt oljeutvinning og en mekanisme for å frigi minst en del av løsemiddelet for økt oljeutvinning inn i formasjonen.A system for producing oil and / or gas has been disclosed comprising a mechanism for extracting oil and / or gas from an underground formation. The oil and / or gas comprising natural gas, a mechanism for converting at least a portion of the natural gas from the recovered oil and / or gas into a solvent for enhanced oil recovery, and a mechanism for releasing at least a portion of the solvent for increased oil recovery into the formation.

Description

Bakgrunn for Oppfinnelsen Background for the Invention

Betydelige mengder naturgass blir i dag produsert fra naturgassbrønner og fra oljebrønner (for eksempel som assosiert gass), og er lokalisert i områder uten en naturgassrørledning eller uten tilstrekkelig naturgass etterspørselen. Slik gass refereres ofte til som strandet gass. Noe av denne gassen blir reinjisert i formasjonen for å øke produksjonen, eller den blir sendt til en annen ikke-produserende formasjonen for deponering, eller den blir brent for varme- eller elektrisitetsgenerering eller omdannet til andre stoffer for enklere transport. Significant amounts of natural gas are currently produced from natural gas wells and from oil wells (for example as associated gas), and are located in areas without a natural gas pipeline or without sufficient natural gas demand. Such gas is often referred to as stranded gas. Some of this gas is reinjected into the formation to increase production, or it is sent to another non-producing formation for disposal, or it is burned for heat or electricity generation, or converted into other substances for easier transportation.

Forbedret olje utvinnings (EOR) kan brukes for å øke utvinningen i felt over hele verden. Det finnes tre hovedtyper av EOR, termisk, kjemisk/polymer og gassinjeksjon, som kan brukes til å øke oljeutvinningen fra et reservoar utover det som kan oppnås ved konvensjonell måter - for mulig å forlenge levetiden til et felt og øke olj eutvinningsfaktoren. Enhanced oil recovery (EOR) can be used to increase recovery in fields around the world. There are three main types of EOR, thermal, chemical/polymer and gas injection, which can be used to increase oil recovery from a reservoir beyond what can be achieved by conventional means - potentially extending the life of a field and increasing the oil recovery factor.

Termisk stimulert utvinning fungerer ved å tilføre varme til reservoaret. Den mest utbredte formen er dampdrevet, som reduserer oljeviskositeten slik at den kan strømme til de produserende brønnene. Kjemisk innsprøyting øker utvinningen ved å redusere kapillærkrefter som fanger gjenværende olje. Polymerinnsprøyting forbedrer fortrengningseffekten av injisert vann. Blandbar gassinjeksjon fungerer på en lignende måte som kjemisk innsprøyting. Ved å injisere en væske som er blandbar med olje, kan fanget restolje gjenvinnes. Thermally stimulated recovery works by adding heat to the reservoir. The most common form is steam driven, which reduces oil viscosity so it can flow to the producing wells. Chemical injection increases recovery by reducing capillary forces that trap residual oil. Polymer injection improves the displacement effect of injected water. Miscible gas injection works in a similar way to chemical injection. By injecting a liquid that is miscible with oil, trapped residual oil can be recovered.

US patentskrift 6 005 011 avdekker et anlegg og en prosess for konvertering av assosiert gass fra råolje til metanol ved eller nær brønnhodet. Prosessen benytter partielloksidasjon av assosiert gass, direkte avkjøling, væskefase metanolkonvertering der understøkiometrisk H2:CO omdannes til metanol, og en sirkulering av gass til en turbogenerator for levering av strøm til hele anlegget. Dette resulterer i at en kompleks dampfase unngås, multippel metanolreaktorsløyfe og katalytisk dampreformering, og det oppnås et kompakt, lavkostnads og selvforsynt anlegg velegnet for avsidesliggende steder. US patentskrift 6 005 011 innlemmes heri som referanse i sin helhet. US Patent 6,005,011 discloses a plant and process for converting associated gas from crude oil to methanol at or near the wellhead. The process uses partial oxidation of associated gas, direct cooling, liquid phase methanol conversion where sub-stoichiometric H2:CO is converted to methanol, and a circulation of gas to a turbo generator to supply power to the entire plant. This results in avoiding a complex steam phase, multiple methanol reactor loop and catalytic steam reforming, and a compact, low-cost and self-sufficient plant suitable for remote locations is achieved. US Patent 6,005,011 is incorporated herein by reference in its entirety.

US patentsøknad nr. 2003/0225169 avdekker en fremgangsmåte og utstyr for å konvertere naturgass fra en ekstern kilde til hydrokarbonvæske som er stabil ved romtemperatur, omfattende en transportabel gass-til-væskereaktor via skinner eller montert på en vogn. Reaktoren har en pre-prosessor som avsvovler og fjerner vann fra naturgass, en første trinns reaktor som omformer pre-prosessert naturgass til syntesegass, og en væskeproduksjonsenhet som bruker en Fisher-Tropsch eller en lignende polymerisasjonsprosess. Hydrokarbonvæsken kan lagres i en transporterbar tank for senere transport eller videre prosesseres på stedet i en transporterbar hydrokarbonspaltingsenhet for å danne drivstoff eller smøreoljer. US patentsøknad nr. 2003/0225169 innlemmes heri som referanse i sin helhet. US Patent Application No. 2003/0225169 discloses a method and equipment for converting natural gas from an external source to a hydrocarbon liquid that is stable at room temperature, comprising a transportable gas-to-liquid reactor via rails or mounted on a cart. The reactor has a pre-processor that desulfurizes and removes water from natural gas, a first-stage reactor that converts pre-processed natural gas to synthesis gas, and a liquid production unit that uses a Fisher-Tropsch or similar polymerization process. The hydrocarbon liquid can be stored in a transportable tank for later transport or further processed on site in a transportable hydrocarbon cracking unit to form fuel or lubricating oils. US Patent Application No. 2003/0225169 is hereby incorporated by reference in its entirety.

US patentsøknad nr. 2004/0149438 avdekker en fremgangsmåte for å utvinne olje fra et oljereservoar omfattende trinnene med å separere luft for å produsere en oksygenrik strøm og en nitrogenrik strøm, fremskaffe en naturgasstrøm og føde minst en del av den oksygenrike strømmen og naturgasstrømmen til en gass til væske eller GTL-konverteringsinstallasjon for å produsere hydrokarbonprodukter og varme. Varmen som produseres i gass til væske konverteringsinstallasjonen brukes til å produsere energi for trykksetting av nitrogen i den nitrogenrike strømmen for å gi en trykksatt nitrogenrik strøm. Den trykksatte nitrogenrike strømmen sendes inn i et oljereservoar for å øke utvinningen av olje fra reservoaret. US patentsøknad nr. 2004/0149438 innlemmes heri som referanse i sin helhet. US Patent Application No. 2004/0149438 discloses a method of recovering oil from an oil reservoir comprising the steps of separating air to produce an oxygen-rich stream and a nitrogen-rich stream, providing a natural gas stream, and feeding at least a portion of the oxygen-rich stream and the natural gas stream to a gas to liquid or GTL conversion plant to produce hydrocarbon products and heat. The heat produced in the gas-to-liquid conversion installation is used to produce energy for pressurizing nitrogen in the nitrogen-rich stream to provide a pressurized nitrogen-rich stream. The pressurized nitrogen-rich stream is sent into an oil reservoir to increase the recovery of oil from the reservoir. US Patent Application No. 2004/0149438 is hereby incorporated by reference in its entirety.

Det er på området behov for bedre systemer og fremgangsmåter for prosessering, transport, avhending eller lagring av naturgass. Det er et videre behov på området for bedre systemer og fremgangsmåter for økt oljeutvinning. Det er et videre behov på området for bedre systemer og fremgangsmåter for økt oljeutvinning ved bruk av et flytende hydrokarbon, for eksempel gjennom viskositetsreduksjon, kjemisk påvirkning, og blandbar innsprøyting. Det er et videre behov på området for bedre systemer og fremgangsmåter for å lage hydrokarbon inneholdende økt oljeutvinnings agenter. There is a need in the area for better systems and methods for processing, transporting, disposing of or storing natural gas. There is a further need in the area for better systems and methods for increased oil recovery. There is a further need in the area for better systems and methods for increased oil recovery using a liquid hydrocarbon, for example through viscosity reduction, chemical action, and miscible injection. There is a further need in the area for better systems and methods for making hydrocarbon containing enhanced oil recovery agents.

OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN SUMMARY OF THE INVENTION

I ett aspekt av oppfinnelsen gis et system for å produsere olje og/eller gass omfattende en mekanisme for å utvinne olje og/eller gass fra en underjordisk formasjon, oljen og/eller gassen omfatter naturgass; en mekanisme for å konvertere minst en del av naturgassen fra den utvunnede oljen og/eller gassen til et løsemiddel for økt oljeutvinning, og en mekanisme for å frigi minst en del av det økte oljeutvinningsløse-middelet inn i formasjonen. In one aspect of the invention there is provided a system for producing oil and/or gas comprising a mechanism for extracting oil and/or gas from an underground formation, the oil and/or gas comprising natural gas; a mechanism for converting at least a portion of the natural gas from the recovered oil and/or gas into a solvent for enhanced oil recovery, and a mechanism for releasing at least a portion of the enhanced oil recovery solvent into the formation.

I et annet aspekt ved oppfinnelsen gis en fremgangsmåte for å produsere olje og/eller gass omfattende å utvinne olje og/eller gass fra en underjordisk formasjon, oljen og/eller gassen omfattende naturgass; konvertere minst en del av naturgassen fra den utvunnede oljen og/eller gassen til en økt oljeutvinnings løsemiddelformulering, og å frigi minst en del av oljeutvinningsLøsemiddelet inn i formasjonen. In another aspect of the invention, a method is provided for producing oil and/or gas comprising extracting oil and/or gas from an underground formation, the oil and/or gas comprising natural gas; converting at least a portion of the natural gas from the recovered oil and/or gas into an enhanced oil recovery solvent formulation, and releasing at least a portion of the oil recovery solvent into the formation.

Fordelaktig innbefatter oppfinnelsen en eller flere av følgende: Advantageously, the invention includes one or more of the following:

Forbedrede systemer og fremgangsmåter for å disponere naturgass og assosiert gass. Improved systems and methods for managing natural gas and associated gas.

Forbedrede systemer og fremgangsmåter for økt utvinning av hydrokarboner fra en formasjon med en flytende hydrokarbonformulering. Improved systems and methods for enhanced recovery of hydrocarbons from a formation with a liquid hydrocarbon formulation.

Forbedrede systemer og fremgangsmåter for å produsere en flytende hydrokarbonformulering . Improved systems and methods for producing a liquid hydrocarbon formulation.

Forbedrede systemer og fremgangsmåter for prosessering, transport, avhending og/eller lagring av naturgass. Improved systems and methods for the processing, transport, disposal and/or storage of natural gas.

Forbedrede systemer og fremgangsmåter for økt oljeutvinning. Improved systems and methods for increased oil recovery.

Forbedrede systemer og fremgangsmåter for økt oljeutvinning ved bruk av flytende hydrokarboner. Improved systems and methods for increased oil recovery using liquid hydrocarbons.

Forbedrede systemer og fremgangsmåter for økt oljeutvinning ved bruk av en forbindelse som er blandbar med olje på stedet. Improved systems and methods for enhanced oil recovery using a compound that is miscible with oil in situ.

Andre aspekter og fordeler av oppfinnelsen vil være tydeliggjort av etter-følgende beskrivelse og vedlagte krav. Other aspects and advantages of the invention will be made clear by the following description and attached claims.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

Figur 1 viser et forenklet prosessflytskjema av prosesser i henhold til utførelses-former avdekket heri. Figur 2 viser et forenklet prosessflytskjema av prosesser i henhold til utførelses-former avdekket heri. Figure 1 shows a simplified process flow chart of processes according to embodiments disclosed herein. Figure 2 shows a simplified process flow chart of processes according to embodiments disclosed herein.

DETALJERT BESKRIVELSE DETAILED DESCRIPTION

I ett aspekt relateres utførelsesformer fremstilt heri prosesser for økt oljeutvinning. Mer spesifikt relateres utførelsesformer avdekket heri til utvinning av naturgass fra en underjordisk formasjon, til produksjon av løsemidler fra den utvunnede naturgassen og injeksjon av løsemidlene i brønnhullet for å øke oljeutvinningen. Naturgass som utvinnes og konverteres til løsemidler kan være produsert eller co-produsert med olje på injeksjonsstedet eller nær injeksjonsbrønnstedet, for eksempel fra samme eller tilstøtende eller andre nærliggende olje- og gassfelt. I tillegg kan konverteringen av naturgass til løsemidler for injeksjon for økt oljeutvinning fordelaktig utføres ved produksjonsbrønnstedet, injeksjon brannstedet eller nær injeksjonsbrønnstedet i henhold til utførelsesformer fremstilt heri. In one aspect, embodiments disclosed herein relate to processes for increased oil recovery. More specifically, embodiments disclosed herein relate to extraction of natural gas from an underground formation, to production of solvents from the extracted natural gas and injection of the solvents into the wellbore to increase oil recovery. Natural gas that is extracted and converted to solvents may be produced or co-produced with oil at the injection site or near the injection well site, for example from the same or adjacent or other nearby oil and gas fields. In addition, the conversion of natural gas to solvents for injection for increased oil recovery can advantageously be carried out at the production well site, injection fire site or near the injection well site according to embodiments presented herein.

I tillegg til produksjon av løsemidler fra naturgass, kan i tillegg prosesser ifølge utførelsesformer avdekket heri resultere i konvertering av naturgass til ulike hydrokarboner, som parafiner og olefiner, innbefattende de som koker i området av bensin, diesel, fyringsolje, og andre hydrokarbonfraksjoner. I noen utførelsesformer, kan disse ulike hydrokarbonene kombineres og prosesseres videre med oljeholdige stoffer utvunnet fra brønnen brukt for å øke oljeutvinningen i henhold til utførelsesformer avdekket heri. In addition to the production of solvents from natural gas, in addition, processes according to embodiments disclosed herein may result in the conversion of natural gas to various hydrocarbons, such as paraffins and olefins, including those boiling in the range of gasoline, diesel fuel, fuel oil, and other hydrocarbon fractions. In some embodiments, these various hydrocarbons may be combined and further processed with oil-bearing substances recovered from the well used to increase oil recovery according to embodiments disclosed herein.

Naturgasser som utvinnes fra brannområdet kan innbefatte komponenter som nitrogen, metan, etan og propan, blant andre komponenter. En typisk naturgassføde som prosesseres i overensstemmelse med utførelsesformer avdekket heri, kan inneholde nitrogen, karbondioksid, metan, etan, propan og andre C3+-komponenter, for eksempel isobutan, normalbutan, pentan og lignende. I noen utførelsesformer kan naturgasstrømmen innbefatter, i omtrentlige mol prosenter, fra 60 til 95% metan, opp til ca 20% etan og andre C2-komponenter, opp til ca 10% propan og andre C3-komponenter, opp til ca 5% C4+-komponenter, opp til ca 10% eller mer nitrogen, og opp til ca 1% karbondioksid. Sammensetningen av naturgass kan variere, avhengig av kilden (dvs. gassfeltet der naturgassen produseres). Natural gases extracted from the fire area may include components such as nitrogen, methane, ethane and propane, among other components. A typical natural gas feed processed in accordance with embodiments disclosed herein may contain nitrogen, carbon dioxide, methane, ethane, propane and other C3+ components, for example isobutane, normal butane, pentane and the like. In some embodiments, the natural gas stream may include, in approximate mole percentages, from 60 to 95% methane, up to about 20% ethane and other C2 components, up to about 10% propane and other C3 components, up to about 5% C4+- components, up to about 10% or more nitrogen, and up to about 1% carbon dioxide. The composition of natural gas can vary, depending on the source (ie the gas field where the natural gas is produced).

Naturgassen som utvinnes kan konverteres til løsemidler for økt oljeutvinning og tyngre hydrokarboner i henhold til prosesser ytterligere detaljert nedenfor. For eksempel kan metan, etan, og/eller propan bli omdannet til tyngre hydrokarboner, The natural gas recovered can be converted to solvents for enhanced oil recovery and heavier hydrocarbons according to processes further detailed below. For example, methane, ethane, and/or propane can be converted into heavier hydrocarbons,

som butan, pentan, heksan og lignende, som kan være nyttig som løsemidler for økt oljeutvinning. De forbedrede oljeutvinningsløsemidlene kan så separeres fra de tyngre hydrokarbonene og injiseres via en injeksjonsbrønn for økte oljeutvinningsoperasjoner. such as butane, pentane, hexane and the like, which can be useful as solvents for increased oil recovery. The enhanced oil recovery solvents can then be separated from the heavier hydrocarbons and injected via an injection well for increased oil recovery operations.

I noen utførelsesformer avdekket heri kan utvinningen av olje og/eller naturgass fra en underjordisk formasjon oppnås av enhver kjent fremgangsmåte for oljeutvinning og/eller økt oljeutvinning. Egnede fremgangsmåter omfatter undervannsproduksjon, overflateproduksjon, herunder primær, sekundær eller tertiær produksjon. In some embodiments disclosed herein, the recovery of oil and/or natural gas from an underground formation may be accomplished by any known method of oil recovery and/or enhanced oil recovery. Suitable methods include underwater production, surface production, including primary, secondary or tertiary production.

I noen utførelsesformer kan olje- og/eller gass utvinnes fra et oljereservoar inn i en brønn, og strømme gjennom brønnen via strømningsrør til et anlegg, som kan innbefatte løsemiddelproduksjonsprosesser og injeksjonsoperasjoner. Etter konvertering av naturgassen til løsemidler for økt oljeutvinning, kan løsemidlene injiseres via en injeksjonsbrønn for å øke strømmen av olje, innbefattende tunge parafiner og oljeholdigmateriale fra feltet skal utvinnes via produksjonsbrønner. I noen utførelses-former kan løsemidler for økt oljeutvinning injiseres som en blanding med en agent, som damp, vann, naturgass, et overflateaktivt stoff, en polymer innsprøytingsagent, og videre løsemidler for injeksjon via en injeksjonsbrønn for å øke oljestrømmen, innbefattende tunge parafiner og oljeholdige materiale fra feltet som skal utvinnes via produksj onsbrønner. In some embodiments, oil and/or gas may be extracted from an oil reservoir into a well, and flow through the well via flow pipe to a facility, which may include solvent production processes and injection operations. After converting the natural gas into solvents for increased oil recovery, the solvents can be injected via an injection well to increase the flow of oil, including heavy paraffins and oil-bearing material from the field to be extracted via production wells. In some embodiments, solvents for enhanced oil recovery can be injected as a mixture with an agent, such as steam, water, natural gas, a surfactant, a polymer injection agent, and further solvents for injection via an injection well to increase oil flow, including heavy paraffins and oily material from the field to be extracted via production wells.

Konvertering av naturgass ved brønnstedet til løsemidler for økt oljeutvinning kan utføres ved bruk av prosesser slik som partielloksidasjonsprosesser, autotermiske reformere, dampreformere, konvektive reformerer og andre prosesser for å konvertere naturgass (dvs. metan, etan og propan) til en syntesegass (karbonmonoksid og hydrogen), etterfulgt av Fischer-Tropsch- reaktorer, tungparafinsyntese (HPS)-reaktorer, eller andre prosesser for konvertering av en syntesegass til tyngre hydrokarboner (dvs. C4+-hydrokarboner). De tyngre naturgasskomponentene (propan, butan, etc.) kan separeres før naturgasskonverteringsreaktoren og brukes som løsemidler for økt oljeutvinning. Dette arrangementet kan tillate separasjon av det produserte løse-middel fra de lette naturgasskomponentene, når løsemiddelet når produksjonsbrønnene. Conversion of natural gas at the well site to solvents for enhanced oil recovery can be accomplished using processes such as partial oxidation processes, autothermal reformers, steam reformers, convective reformers and other processes to convert natural gas (ie methane, ethane and propane) to a synthesis gas (carbon monoxide and hydrogen) ), followed by Fischer-Tropsch reactors, heavy paraffin synthesis (HPS) reactors, or other processes for converting a synthesis gas to heavier hydrocarbons (ie, C4+ hydrocarbons). The heavier natural gas components (propane, butane, etc.) can be separated before the natural gas conversion reactor and used as solvents for increased oil recovery. This arrangement may allow separation of the produced solvent from the light natural gas components when the solvent reaches the production wells.

Fischer-Tropsch reaktorer nyttige i utførelsesformer avdekket heri, kan omfatte for eksempel fast-, slurry-, mikrokanal- eller fluidisertsjiktreaktorer, som kan være katalysert, for eksempel ved bruk av en kobolt- eller jern- basert katalysator. Eksempler på Fischer-Tropsch-prosesser er beskrevet for eksempel i US patentskrift 4 624 968 og 6 479 557, og EP publikasjon nr. EP 0 428 223 Al, som hver heri er innlemmet som referanse. HPS-prosesser er beskrevet for eksempel i US patentskrift nr. 6 479 557 som heri er innlemmet som referanse. Fischer-Tropsch reactors useful in embodiments disclosed herein may include, for example, solid, slurry, microchannel, or fluidized bed reactors, which may be catalyzed, for example, using a cobalt or iron-based catalyst. Examples of Fischer-Tropsch processes are described, for example, in US Patents 4,624,968 and 6,479,557, and EP Publication No. EP 0,428,223 A1, each of which is incorporated herein by reference. HPS processes are described, for example, in US Patent No. 6,479,557, which is incorporated herein by reference.

Reformere som er nyttig i utførelsesformer avdekket heri kan innbefatte for eksempel en Haldor Topsøe konvektiv reformer, slik som beskrevet i US patentskrift nr. 7 060 118 og innlemmet heri som referanse. Andre reformerer nyttig i utførelses-former avdekket heri kan omfatte en Davy Process Technology kompakt reformer, slik som beskrevet i US patentskrift nr. 6 903 140 og innlemmet heri som referanse, eller en membran dampreformer, som for eksempel tilgjengelig fra Shell Oil Company, som er beskrevet i US patentskrift nr. 6 821 501 og innlemmet heri som referanse. Egnede reformerprosesser for produksjon av syntesegass er beskrevet, for eksempel i US patentskrift nr. 5 628 931, 6 852 762, 7 462 209 og WO 98/01514, som alle innlemmes heri som referanse i sin helhet. Reformers useful in embodiments disclosed herein may include, for example, a Haldor Topsøe convective reformer, such as described in US Patent No. 7,060,118 and incorporated herein by reference. Other reformers useful in embodiments disclosed herein may include a Davy Process Technology compact reformer, such as described in US Patent No. 6,903,140 and incorporated herein by reference, or a membrane steam reformer, such as available from Shell Oil Company, which is described in US Patent No. 6,821,501 and incorporated herein by reference. Suitable reformer processes for the production of synthesis gas are described, for example, in US Patent Nos. 5,628,931, 6,852,762, 7,462,209 and WO 98/01514, all of which are incorporated herein by reference in their entirety.

Den ovenfor beskrevne reformeringen og Fischer-Tropsch-teknologien kan plasseres i serie eller kan være masse og/eller varme integrert. Annen reformerings- og Fischer-Tropsch-teknologi kjent i området kan også brukes. The above described reforming and Fischer-Tropsch technology can be placed in series or can be mass and/or heat integrated. Other reforming and Fischer-Tropsch technology known in the art may also be used.

I andre utførelsesformer kan kompakt gass-til-væske (GTL)-teknologi og andre lignende prosesser for konvertering av lette hydrokarboner til tyngre hydrokarboner også brukes. For eksempel kompakte GTL-enheter, slik som det fremgår av US patentskrift nr. 7 501 456, og 7 351 750, som heri er innlemmet som referanse. Hvilke kan innbefatte reformerer og Fischer-Tropsch-reaktorer med varme- og masse-integrasjon. In other embodiments, compact gas-to-liquid (GTL) technology and other similar processes for converting light hydrocarbons to heavier hydrocarbons may also be used. For example, compact GTL units, as shown in US Patent No. 7,501,456, and 7,351,750, which are incorporated herein by reference. Which may include reformers and Fischer-Tropsch reactors with heat and mass integration.

Utførelsesformer avdekket heri kan fordelaktig gi rom for prosessering av naturgass på stedet for å produsere løsemidler for økt oljeutvinning og bruk av råmateriale og drivstoff lett tilgjengelig fra brønnen, og redusere naturgass- og/eller løsemiddeltransport (til og/eller fra brønnstedet), prosessering og andre kostnader typisk forbundet med økte olj eutvinningsoperasj oner. Utførelsesformer avdekket heri kan videre vise portabilitet av naturgassen til løsemiddel prosessutstyret. Modularitet og/eller portabilitet av prosessutstyret kan fordelaktig tillate utstyret å brukes i oljefelt med vanskelig tilgang og/eller offshore oljefelt, så vel som muligheten til å flytte prosessutstyr til andre produksjonsfelt for økt oljeutvinning. Embodiments disclosed herein may advantageously allow for on-site processing of natural gas to produce solvents for increased oil recovery and use of raw material and fuel readily available from the well, and reduce natural gas and/or solvent transport (to and/or from the well site), processing and other costs typically associated with increased oil extraction operations. Embodiments disclosed herein may further demonstrate portability of the natural gas to the solvent process equipment. Modularity and/or portability of the process equipment can advantageously allow the equipment to be used in oil fields with difficult access and/or offshore oil fields, as well as the ability to move process equipment to other production fields for increased oil recovery.

Innenfor rammen av denne søknaden betegner uttrykket "løsemiddel for økt oljeutvinning" en sammensetning som brukes til å trekke ut tyngre olje og/eller restolje fra en undergrunnsformasjon, for eksempel ved å redusere oljens tilsynelatende viskositet og/eller øke bevegeligheten til de oljeholdige materialene som produseres i løpet av operasjonene for økt oljeutvinning. Blandingen av løsemiddel og naturgass kan gjøre injektantens "første kontakt" eller "multiple kontakt" blandbar og tillate at overskuddsstrandet gass kan nyttiggjøres for økt oljeutvinning. Kun reinjeksjon av strandet gass alene er ikke økonomisk eller effektiv for økt oljeutvinning fordi den omgår mye av oljen og lager en kanal gjennom til produksjonsbrønnen, noe som krever høyerere kompresjonskraft og større utstyr. Within the scope of this application, the term "solvent for enhanced oil recovery" denotes a composition used to extract heavier oil and/or residual oil from a subsurface formation, for example by reducing the apparent viscosity of the oil and/or increasing the mobility of the oily materials produced during the operations for increased oil recovery. The mixture of solvent and natural gas can make the injector's "first contact" or "multiple contact" miscible and allow excess stranded gas to be utilized for increased oil recovery. Only reinjection of stranded gas alone is not economical or efficient for increased oil recovery because it bypasses much of the oil and creates a channel through to the production well, which requires higher compression force and larger equipment.

Begrepet "økt oljeutvinningsløsemiddel" kan innbefatte, men er ikke begrenset til, hydrokarboner innbefattende propan, butan, pentan, heksan, heptan, oktan, og blandinger av disse. For eksempel kan et løsemiddel være en lineær parafin av mellom-liggende molekylvekt, f.eks. C3-Ci0. Løsemidler fra C4 og oppover kan oppføre seg mer som en væske ved brønnhulls (produksjons) forhold, og kan være i stand til enkelt å blande seg med oljen, og reduserer kokepunktet til oljen og øker dens blandbarhet ved lavere reservoartrykk. The term "enhanced oil recovery solvent" may include, but is not limited to, hydrocarbons including propane, butane, pentane, hexane, heptane, octane, and mixtures thereof. For example, a solvent can be a linear paraffin of intermediate molecular weight, e.g. C3-Ci0. Solvents from C4 and above may behave more like a fluid at wellbore (production) conditions, and may be able to easily mix with the oil, lowering the boiling point of the oil and increasing its miscibility at lower reservoir pressures.

Figur 1: Figure 1:

Med henvisning til figur 1, vises et forenklet prosessflytskjema av en stimulert oljeutvinningsprosess i henhold til utførelsesformer avdekket heri. Reservoaret 10 kan for eksempel inneholde restolje som ikke er utvunnet under primær oljeutvinningsoperasjoner. Naturgass kan inngå i reservoar 10 og/eller i et reservoar lokalisert i nærheten 12. Naturgass produsert fra reservoar 10 og/eller reservoar 12 via brønnbane 14 og/eller brønnbane 16, henholdsvis, kan forsynes via strømningsrør 18 og/eller 20 til system 22 for konvertering av naturgass til løsemidler for økt oljeutvinning. Referring to Figure 1, a simplified process flow diagram of a stimulated oil recovery process according to embodiments disclosed herein is shown. The reservoir 10 can, for example, contain residual oil that has not been extracted during primary oil extraction operations. Natural gas can be included in reservoir 10 and/or in a reservoir located nearby 12. Natural gas produced from reservoir 10 and/or reservoir 12 via well path 14 and/or well path 16, respectively, can be supplied via flow pipes 18 and/or 20 to system 22 for converting natural gas into solvents for increased oil recovery.

I system 22 kan naturgass som metan konverteres til tyngre hydrokarboner, innbefattende løsemidler for økt oljeutvinning og tyngre hydrokarboner. De tyngre hydrokarbonene kan separeres fra løsemidlene for økt oljeutvinning, og tyngre hydrokarboner kan gjenvinnes via strømningsrør 24, og eventuelt kombineres med den gjenværende oljen som utvinnes via brønnbane 14 i strømningsrør 26 for videre utvinning, transport, og prosessering slik som ulike raffinerings- og hydrogen-behandlingsprosesser som er nyttige for produksjon av ønskede sluttprodukter. In system 22, natural gas such as methane can be converted to heavier hydrocarbons, including solvents for increased oil recovery and heavier hydrocarbons. The heavier hydrocarbons can be separated from the solvents for increased oil recovery, and heavier hydrocarbons can be recovered via flow pipe 24, and optionally combined with the remaining oil recovered via well path 14 in flow pipe 26 for further extraction, transport, and processing such as various refining and hydrogen -processing processes that are useful for the production of desired end products.

Løsningsmidlene for økt oljeutvinning kan tilbakeføres fra systemet 22 via strømningsrør 28 og kan injiseres via brønnbane 30 til reservoaret 10 for økt oljeutvinning. Det forbedrede oljeutvinningsløsemiddelet migrerer fra høytrykksinjek-sjonsbrønnbane 30 mot lavtrykksproduksjonsbrønnbane 14, oppløser, fluidiserer, suspenderer, eller dispergerer restolje i reservoaret 10, blandingen kan gjenvinnes via brønnbane 14 og behandlet som beskrevet ovenfor. The solvents for increased oil recovery can be returned from the system 22 via flow pipe 28 and can be injected via well path 30 to the reservoir 10 for increased oil recovery. The enhanced oil recovery solvent migrates from high pressure injection well path 30 towards low pressure production well path 14, dissolves, fluidizes, suspends, or disperses residual oil in reservoir 10, the mixture can be recovered via well path 14 and processed as described above.

I noen utførelsesformer kan løsemiddelet for økt oljeutvinning i strøm 30 være tilført andre komponenter som er nyttig for økt oljeutvinning, for eksempel tilført via strømningsrør 32 før injeksjon i reservoar 10 via brønnbane 30. For eksempel kan ytterligere løsemidler, naturliggass, damp, vann, emulgatorer og andre midler som kan brukes under operasjonene for økt oljeutvinning, tilføres via strømningsrør 32 og kombineres med løsemidler for økt oljeutvinning produsert i system 22.1 andre utførelsesformer kan løsemiddel for økt oljeutvinning injeksjonen alterneres eller etterføles av injeksjon av andre komponenter som vann, damp, gass, karbondioksid, nitrogen og andre komponenter som er kjent i området, for å forbedre restolje-utvinningen. In some embodiments, the solvent for increased oil recovery in stream 30 can be added to other components that are useful for increased oil recovery, for example added via flow pipe 32 before injection into reservoir 10 via well path 30. For example, additional solvents, natural gas, steam, water, emulsifiers and other agents that can be used during the operations for increased oil recovery are supplied via flow pipe 32 and combined with solvents for increased oil recovery produced in system 22.1 other embodiments solvent for increased oil recovery injection can be alternated or followed by injection of other components such as water, steam, gas, carbon dioxide, nitrogen and other components known in the area to improve residual oil recovery.

Figur 2: Figure 2:

Nå med henvisning til figur 2, der et system 22 nyttig i prosesser for økt oljeutvinning i henhold til utførelsesformer avdekket heri er illustrert, hvor like tall representerer like deler. Naturgass utvunnet via strømningsrør 20 kan fødes til dampreformer 42. Ytterligere reaktanter som vann, kan tilføres til reformer 42 via strømningsrør 44. Reformer 42 kan være oppvarmet for eksempel ved forbrenning av naturgass eller andre brennstoff tilgjengelig på stedet som kan tilføres via luftstrøm-ningsrør 46 og 48, henholdsvis. Referring now to Figure 2, a system 22 useful in enhanced oil recovery processes according to embodiments disclosed herein is illustrated, where like numbers represent like parts. Natural gas extracted via flow pipe 20 can be fed to steam reformer 42. Further reactants such as water can be supplied to reformer 42 via flow pipe 44. Reformer 42 can be heated, for example, by burning natural gas or other fuel available on site which can be supplied via air flow pipe 46 and 48, respectively.

Reformer 42 kan brukes til å konvertere naturgass og damp til karbonmonoksid og hydrogen over en egnet katalysator, for eksempel en nikkel- eller koboltkatalysator, ved temperaturer i området fra ca 800 °C til ca 1000 °C, for eksempel. Reaksjonene som oppstår under dampreformering kan være representert ved følgende: Reformer 42 can be used to convert natural gas and steam to carbon monoxide and hydrogen over a suitable catalyst, for example a nickel or cobalt catalyst, at temperatures in the range from about 800 °C to about 1000 °C, for example. The reactions that occur during steam reforming can be represented by the following:

Ettersom karbonmonoksid er det ønskede produktet favoriserer betingelsene reaksjon (1) fremfor reaksjon (2), slik som ved høye temperaturer, for eksempel fra ca 700 °C til ca 1100 °C eller fra ca 800 °C til ca 1000 °C. Videre kan reaksjonsvariabler slik som for eksempel reaksjonstrykk, romhastighet, og råstoff, påvirke relative hastigheter mellom reaksjonene (1) og (2) og den resulterende produktblandingen. Since carbon monoxide is the desired product, the conditions favor reaction (1) over reaction (2), such as at high temperatures, for example from about 700°C to about 1100°C or from about 800°C to about 1000°C. Furthermore, reaction variables such as, for example, reaction pressure, space velocity, and raw material, can affect relative rates between reactions (1) and (2) and the resulting product mixture.

Etter konvertering av naturgass i reformer 42 kan den resulterende syntesegassen utvinnes via strømningsrør 50. Reformere innbefattende dampreformere, kan resultere i en syntesegass som har et molforhold av hydrogen til karbonmonoksid i området fra ca 2:1 til ca 4:1, avhengig av sammensetningen av naturgassføde. After conversion of natural gas in reformer 42, the resulting synthesis gas can be recovered via flow pipe 50. Reforming, including steam reformers, can result in a synthesis gas having a molar ratio of hydrogen to carbon monoxide in the range of from about 2:1 to about 4:1, depending on the composition of natural gas feed.

Hydrogen til karbonmonoksidforholdet i syntesegassen som utvinnes via strøm 50 kan deretter justeres til ønsket fødeinnløpsforhold for Fischer-Tropsch eller tungparafinsyntese (HPS) reaksjonen. For eksempel kan en membranseparasjonsenhet The hydrogen to carbon monoxide ratio in the synthesis gas recovered via stream 50 can then be adjusted to the desired feed inlet ratio for the Fischer-Tropsch or heavy paraffin synthesis (HPS) reaction. For example, a membrane separation unit can

52 brukes til å separere en del av hydrogenet fra syntesegassen for å produsere en hydrogenutarmet fraksjon (karbonmonoksid beriket) gjenvunnet via strømningsrør 54 og en hydrogenberiket fraksjon (karbonmonoksid utarmet) gjenvinnes via strømnings-rør 56. Membranseparasjonsenhet 52 kan omfatte membran 58 for eksempel en palladiumlegeringsstøttet membran eller andre polymer- eller gummimembraner. I enkelte utførelsesformer kan membran 58 omfatte "PRISM"-membranene som er tilgjengelig kommersielt. Membran 58 kan for eksempel tillate hydrogen å selektivt trenge gjennom membranen, og konsentrere karbonmonoksid på høytrykksiden 60. Hydrogen utvunnet via strømningsrør 56 kan brukes som brensel til oppvarming av reformer 42, det kan brukes i andre kjemiske reaksjoner, eller det kan i noen utførelses-former lagres eller eksporteres. Om nødvendig kan syntesegassen kjøles ned til en ønsket temperatur før hydrogen separeres fra blandingen, for eksempel via varme-veksler 62. Varmeintegrering av system 22 kan tillate at gjenvunnet varme i varme-veksleren 62 benyttes, for eksempel for forvarming av vannet eller naturgassfødene 20, 44 før dampreformeringsreaktoren 42. 52 is used to separate part of the hydrogen from the synthesis gas to produce a hydrogen-depleted fraction (carbon monoxide enriched) recovered via flow pipe 54 and a hydrogen-enriched fraction (carbon monoxide depleted) recovered via flow pipe 56. Membrane separation unit 52 may comprise membrane 58 for example a palladium alloy supported membrane or other polymer or rubber membranes. In some embodiments, membrane 58 may comprise the commercially available "PRISM" membranes. For example, membrane 58 may allow hydrogen to selectively permeate the membrane, concentrating carbon monoxide on the high-pressure side 60. Hydrogen recovered via flow tube 56 may be used as fuel for heating reformers 42, it may be used in other chemical reactions, or it may in some embodiments shapes are saved or exported. If necessary, the synthesis gas can be cooled down to a desired temperature before hydrogen is separated from the mixture, for example via heat exchanger 62. Heat integration of system 22 can allow recovered heat in the heat exchanger 62 to be used, for example for preheating the water or the natural gas feed 20, 44 before the steam reforming reactor 42.

Dersom naturgassføde inneholder en betydelig mengde karbondioksid (for eksempel fra ca 5 til 40% molar) så kan molarforholdet av hydrogen til karbonmonoksid som produseres i reformeren være nær det ønskede forholdet på 2:1 for den påfølgende Fischer-Tropsch-reaksjonen. I så fall vil ikke hydrogenseparasjons-membranen være nødvendig. If the natural gas feed contains a significant amount of carbon dioxide (for example from about 5 to 40% molar) then the molar ratio of hydrogen to carbon monoxide produced in the reformer may be close to the desired ratio of 2:1 for the subsequent Fischer-Tropsch reaction. In that case, the hydrogen separation membrane will not be necessary.

Den hydrogenutarmede fraksjonen kan fødes via strømningsrør 54 til Fischer-Tropsch-reaktoren eller HPS-reaktoren 64, som inneholder en egnet katalysator om nødvendig, for konvertering av karbonmonoksid og hydrogen til parafiner og andre hydrokarboner. Det ønskede hydrogen til karbonmonoksidforholdet i den hydrogenutarmede fraksjonen utvunnet fra membranseparasjonsenheten 52 via strømningsrør 54 kan avhenge av området for hydrokarbonprodukter som ønskes fra reaktoren 64. For eksempel er en tungparafinsyntese reaksjonen illustrert som følger: The hydrogen-depleted fraction may be fed via flow tube 54 to the Fischer-Tropsch reactor or HPS reactor 64, containing a suitable catalyst if necessary, for the conversion of carbon monoxide and hydrogen to paraffins and other hydrocarbons. The desired hydrogen to carbon monoxide ratio in the hydrogen-depleted fraction recovered from membrane separation unit 52 via flow tube 54 may depend on the range of hydrocarbon products desired from reactor 64. For example, a heavy paraffin synthesis reaction is illustrated as follows:

Som vist i reaksjon (3) kan variasjoner i forholdet mellom hydrogen til karbonmonoksid variere parafinene som produseres. Mens reaksjon (3) er illustrert med bare ett hydrokarbon produkt (CnH2n+2)> vil en fagperson på området se at omfanget av reaksjonen kan variere, noe som resulterer i en rekke hydrokarbonprodukter, hvor den gjennomsnittlige kjedelengde kan være n enheter. As shown in reaction (3), variations in the ratio of hydrogen to carbon monoxide can vary the paraffins produced. While reaction (3) is illustrated with only one hydrocarbon product (CnH2n+2)> one skilled in the art will see that the extent of the reaction can vary, resulting in a variety of hydrocarbon products, where the average chain length can be n units.

I noen utførelsesformer kan det ønskede syntesegassforholdet som brukes i en HPS-prosess beregnes ved hjelp av følgende ligning: In some embodiments, the desired syngas ratio used in an HPS process can be calculated using the following equation:

I ligning (4) representerer n antall karbonatomer til den gjennomsnittlige lengden av parafin ønsket. For eksempel ved bruk av ligning (4) dersom Ci0-parafiner er det primært ønskede parafinproduktet, er det ønskede syntesegassforholdet mellom hydrogen og karbonmonoksid 2,10:1. Som et annet eksempel, hvis C2<rparafiner er det parafinproduktet som primært ønskes, da blir det ønskede syntesegassforholdet mellom hydrogen til karbonmonoksid 2,05:1. Justering av separatorpermeattrykket (trykket på lavtrykksiden av membranen 58) kan tillate at forholdet mellom hydrogen til karbonmonoksid justeres til ønsket nivå. In equation (4), n represents the number of carbon atoms to the average length of paraffin desired. For example, using equation (4) if Ci0 paraffins are the primarily desired paraffin product, the desired synthesis gas ratio between hydrogen and carbon monoxide is 2.10:1. As another example, if C2<r paraffins are the primary desired paraffinic product, then the desired synthesis gas ratio of hydrogen to carbon monoxide will be 2.05:1. Adjusting the separator permeate pressure (the pressure on the low pressure side of the membrane 58) can allow the ratio of hydrogen to carbon monoxide to be adjusted to the desired level.

Omfanget av hydrogenseparasjon som kreves i membranseparasjonsenhet 52 kan avhenge av fødesammensetning (for eksempel hydrogen til karbonmonoksidforholdet fra reformeren) og ønsket hydrogen til karbonmonoksidforhold ved innløpet til parafinsyntesereaktoren 64. For eksempel for en syntesegass som har et hydrogen til karbonmonoksidforhold på ca 3:1, kan separasjonsenheten fjerne omtrent en tredjedel av hydrogen, og redusere hydrogen til karbonmonoksidforholdet til 2:1 for føde til reaktor 64.1 visse utførelsesformer kan hydrogen til karbonmonoksid forholdet i den utarmede hydrogenfraksjonen 54 variere fra ca 1,8:1 til 2,2:1. Høyere eller lavere forholdstall kan tilpasses avhengig av parafinsyntesereaktoren som brukes og ønsket kjedelengde på resulterende parafiner. I noen utførelsesformer kan ønsket forholdstall på hydrogen til karbonmonoksid produseres ved å blande forskjellige syntesegass-strømmer som har forskjellig syntesegass sammensetninger og/eller syntesegass-komponenter. De ulike syntesegasstrømmene kan omfatte strømmer innhentet fra ulike trinn i prosessen, resirkulerte strømmer og strømmer som stammer fra ulike geografiske kilder. Andre separasjonsenheter kan også brukes for å oppnå det ønskede hydrogen til karbonmonoksid forholdet for fødegassen som tilføres reaktoren 64. The extent of hydrogen separation required in membrane separation unit 52 may depend on feed composition (for example, the hydrogen to carbon monoxide ratio from the reformer) and the desired hydrogen to carbon monoxide ratio at the inlet to the paraffin synthesis reactor 64. For example, for a synthesis gas having a hydrogen to carbon monoxide ratio of about 3:1, the separation unit removes approximately one-third of the hydrogen, reducing the hydrogen to carbon monoxide ratio to 2:1 for feed to reactor 64. In certain embodiments, the hydrogen to carbon monoxide ratio in the depleted hydrogen fraction 54 may vary from approximately 1.8:1 to 2.2:1. Higher or lower ratios can be adapted depending on the paraffin synthesis reactor used and the desired chain length of resulting paraffins. In some embodiments, the desired ratio of hydrogen to carbon monoxide can be produced by mixing different synthesis gas streams having different synthesis gas compositions and/or synthesis gas components. The various synthesis gas streams may include streams obtained from different steps in the process, recycled streams and streams originating from different geographical sources. Other separation units can also be used to achieve the desired hydrogen to carbon monoxide ratio for the feed gas supplied to the reactor 64.

Den hydrogenjusterte syntesegassen fra utløpet av separasjonsenhet 52 kan være ved passende temperatur- og trykkbetingelse for å tilføres hydrokarbonsyntesereaktoren 64. For eksempel kan HPS reaktorer operere med en temperatur fra ca 300 °C til ca 350 °C og et trykk fra ca 10 bara til 30 bara. Fischer-Tropsch-prosesser kan bruke høyere temperaturer, normalt eller forhøyet trykk, og katalysator(er) som for eksempel magnetisk jernoksid- eller koboltkatalysatorer. The hydrogen-adjusted synthesis gas from the outlet of separation unit 52 can be at the appropriate temperature and pressure condition to be fed to the hydrocarbon synthesis reactor 64. For example, HPS reactors can operate at a temperature from about 300 °C to about 350 °C and a pressure from about 10 bara to 30 just. Fischer-Tropsch processes may use higher temperatures, normal or elevated pressure, and catalyst(s) such as magnetic iron oxide or cobalt catalysts.

Produktene produsert fra en Fischer-Tropsch-prosess kan innbefatte hydrokarboner med en bred molekylærvektfordeling og kan omfatte forgrenede og/eller uforgrenede parafiner. For eksempel kan Fischer-Tropsch produkter være C3.2oo-hydrokarboner, C5.80-hydrokarboner og C6-2<rhydrokarboner eller blandinger av disse. Disse produktene eller deler av dem kan være flytende ved temperaturer mellom 5 °C og 30 °C (ved 1 bar), og er vanligvis parafinenske av natur. I noen utførelsesformer kan opp til 20 vekt% eller opp til 5 vekt% av enten olefiner eller oksygenholdige komponenter være til stede. The products produced from a Fischer-Tropsch process may include hydrocarbons with a broad molecular weight distribution and may include branched and/or unbranched paraffins. For example, Fischer-Tropsch products can be C3.200 hydrocarbons, C5.80 hydrocarbons and C6-2<r hydrocarbons or mixtures thereof. These products or parts of them can be liquid at temperatures between 5 °C and 30 °C (at 1 bar) and are usually paraffinic in nature. In some embodiments, up to 20% by weight or up to 5% by weight of either olefins or oxygenated components may be present.

I Fischer-Tropsch-prosesser blir syntesegassen kontaktet med en egnet katalysator i en eller flere katalytiske omsetningssoner der hydrokarbonene dannes. Fischer-Tropsch-prosessen kan utføres under konvensjonelle syntesebetingelser som er kjent på området. Vanligvis kan den katalytiske konverteringer skje ved en temperatur i området fra 100 °C til 600 °C, eller fra 180 °C til 270 °C. Totaltrykket for katalytiske omsetningsprosesser er i området fra 1 til 200 bar absolutt, eller fra 10-70 bar absolutt. In Fischer-Tropsch processes, the synthesis gas is contacted with a suitable catalyst in one or more catalytic reaction zones where the hydrocarbons are formed. The Fischer-Tropsch process can be carried out under conventional synthesis conditions known in the art. Generally, the catalytic conversions can take place at a temperature in the range from 100 °C to 600 °C, or from 180 °C to 270 °C. The total pressure for catalytic turnover processes is in the range from 1 to 200 bar absolute, or from 10-70 bar absolute.

HPS prosessen kan inneholde Fischer-Tropsch-katalysatorer. Reaksjons-betingelser for produksjon av parafiner fra syntesegass i HPS-prosesser kan variere mye. For eksempel kan temperaturen være i området fra ca 100 til ca 400 °C, eller i området 200-250 °C. Totaltrykket kan være i et område fra ca 0,1 til ca 10 MPa, eller i området 2-6 MPa. Gassens romhastighet (GHSV) kan være fra ca 100-10 000 NI/I/h, eller 500-2 000NI/l/h. The HPS process may contain Fischer-Tropsch catalysts. Reaction conditions for the production of paraffins from synthesis gas in HPS processes can vary widely. For example, the temperature can be in the range from about 100 to about 400 °C, or in the range of 200-250 °C. The total pressure can be in a range from about 0.1 to about 10 MPa, or in the range 2-6 MPa. The gas's space velocity (GHSV) can be from about 100-10,000 NI/I/h, or 500-2,000NI/l/h.

Som vist i reaksjon (3) ovenfor resulterer parafinsyntese i produksjon av vann og hydrokarboner som kan separeres på alle måter som er kjent på området. Vannet kan gjenvinnes og resirkuleres via strømningsrør 66 til reformer 42, injiseres i reservoaret 10 eller lagres eller eksporteres, i noen utførelsesformer. Videre kan effektiviteter for system 22 oppnås ved å gjenvinne og integrere varmen produseres fra hydrokarbonsyntesereaktoren 64. As shown in reaction (3) above, paraffin synthesis results in the production of water and hydrocarbons which can be separated by any means known in the art. The water may be recovered and recycled via flow pipe 66 to reformer 42, injected into reservoir 10, or stored or exported, in some embodiments. Furthermore, efficiencies for system 22 can be achieved by recovering and integrating the heat produced from the hydrocarbon synthesis reactor 64.

Hydrokarboner som produseres i reaktoren 64 kan utvinnes via strømningsrør 68. Hydrokarbonprodukter utvunnet fra reaktoren 64 via strømningsrør 68, kan omfatte parafiner og biprodukter som olefiner og oksygenholdige produkter, for eksempel etere og alkoholer. Hydrocarbons produced in the reactor 64 may be recovered via flow pipe 68. Hydrocarbon products recovered from the reactor 64 via flow pipe 68 may include paraffins and by-products such as olefins and oxygenated products, for example ethers and alcohols.

Som nevnt ovenfor kan hydrokarbonene utvinnes via strømningsrør 68 varierer i molekylvekt, for eksempel fra C3til C20eller høyere. Etter hydrokarbonsyntese-prosessen, kan hydrokarbonprodukter separeres i ulike fraksjoner for å utvinne ønskede løsemidler for økt oljeutvinning. For eksempel kan hydrokarbonproduktene gjenvinnes via strøm line 68 og fødes til separator 70 for å separere løsemidler for økt oljeutvinning fra tyngre hydrokarboner. Forbedrede oljeutvinnings løsningsmidler kan utvinnes fra separator 70 via strømningsrør 28 og injiseres i reservoaret, 10 (Figur 1) som beskrevet ovenfor. De tyngre hydrokarbonene kan utvinnes fra separator 70 via strømningsrør 24, som hvis ønskelig kan blandes med utvunnet olje fra strømningsrør 26 (Figur 1). As mentioned above, the hydrocarbons recovered via flow tube 68 vary in molecular weight, for example from C3 to C20 or higher. After the hydrocarbon synthesis process, hydrocarbon products can be separated into different fractions to extract desired solvents for increased oil recovery. For example, the hydrocarbon products can be recovered via stream line 68 and fed to separator 70 to separate solvents for increased oil recovery from heavier hydrocarbons. Enhanced oil recovery solvents can be recovered from separator 70 via flow pipe 28 and injected into reservoir, 10 (Figure 1) as described above. The heavier hydrocarbons can be extracted from separator 70 via flow pipe 24, which if desired can be mixed with extracted oil from flow pipe 26 (Figure 1).

I noen utførelsesformer kan Cl og C2 hydrokarboner fra reaktor 64 tilbakeføres til reformer 42 og/eller reaktoren 64. C3 til C6 hydrokarboner kan injiseres i reservoaret 10 via rør 28 og brønn 30. C7 og tyngre hydrokarboner kan blandes med produsert olje for eksport i rør 24. In some embodiments, Cl and C2 hydrocarbons from reactor 64 may be returned to reformer 42 and/or reactor 64. C3 to C6 hydrocarbons may be injected into reservoir 10 via tubing 28 and well 30. C7 and heavier hydrocarbons may be blended with produced oil for export in tubing 24.

I noen utførelsesformer har hydrokarbonløsemiddelet som skal injiseres i reservoaret 10 i rør 28 og brønn 30 en sammensetning med mindre enn 50 mol% metan, 5-40 mol% propan, 5-40 mol% butan, og 2-20 mol% pentan. I andre utførelses-former har hydrokarbonløsemiddelet som skal injiseres i reservoaret 10 i rør 28 og brønn 30 en sammensetning med mindre enn 40 mol% metan, 10-20 mol% propan, 5-15 mol% butan, og 3-10 mol% pentan. In some embodiments, the hydrocarbon solvent to be injected into reservoir 10 in pipe 28 and well 30 has a composition of less than 50 mol% methane, 5-40 mol% propane, 5-40 mol% butane, and 2-20 mol% pentane. In other embodiments, the hydrocarbon solvent to be injected into reservoir 10 in pipe 28 and well 30 has a composition of less than 40 mol% methane, 10-20 mol% propane, 5-15 mol% butane, and 3-10 mol% pentane .

I noen utførelsesformer har hydrokarbon som skal blandes med produsert olje for eksport i rør 24 en sammensetning med mindre enn 5 mol% metan, mindre enn 5 mol% propan, og mindre enn 10 mol% butan. In some embodiments, hydrocarbon to be mixed with produced oil for export in pipe 24 has a composition of less than 5 mol% methane, less than 5 mol% propane, and less than 10 mol% butane.

Prosesser avdekket heri kan omfatte en rekke reaktorer, innbefattende slurrysjikt-, boblendesjikt-, mikrokanal- og fastsjiktreaktorer. Prosessene kan opereres i modus med én passering eller i resirkulasjonsmodus. Prosessene kan gjennomføres i en eller flere reaktorer enten parallelt eller i serie. Processes disclosed herein may include a variety of reactors, including slurry bed, bubbling bed, microchannel and fixed bed reactors. The processes can be operated in single pass mode or in recirculation mode. The processes can be carried out in one or more reactors either in parallel or in series.

Alle produkter fra et prosesstrinn kan tilføres et neste prosesstrinn. Det er imidlertid mulig å sende bare deler av produkter fra et prosesstrinn til neste prosesstrinn. All products from a process step can be added to the next process step. However, it is possible to send only parts of products from one process step to the next process step.

Utførelsesformer av oppfinnelsen er nå nærmere beskrevet ved hjelp av følgende eksempler. Embodiments of the invention are now described in more detail by means of the following examples.

EKSEMPLER: EXAMPLES:

Følgende eksempler er hentet fra modelleringsteknikker. The following examples are taken from modeling techniques.

Eksempel 1: Example 1:

Forbedret oljeutvinnings løsemiddel er produsert med et system 22 som illustrert i figur 2. En naturgass er tilført en reformer 42 og hydrogeninnholdet i syntesegassen er justert til å ha et hydrogen til karbonmonoksid forhold på ca 2:1. Fischer-Tropsch syntese med gassforholdet 2:1 for hydrogen til karbonmonoksid resulterer i en hydrokarbonstrøm som har et produkt med Flory-Schultz-molekylvektfordeling. Fischer-Trospch produktene tilføres separator 70 (i dette eksempelet, er separator 70 en tretrinns flash) med en føderate på 2000 fat per dag (BPD), (f.eks. 10 kompakte gass-til-væske-tog som konverterer 20 MM scfd naturgassføde til væske). Improved oil recovery solvent is produced with a system 22 as illustrated in figure 2. A natural gas is supplied to a reformer 42 and the hydrogen content in the synthesis gas is adjusted to have a hydrogen to carbon monoxide ratio of approximately 2:1. Fischer-Tropsch synthesis with a 2:1 gas ratio of hydrogen to carbon monoxide results in a hydrocarbon stream having a product with a Flory-Schultz molecular weight distribution. The Fischer-Trospch products are fed to separator 70 (in this example, separator 70 is a three-stage flash) at a feed rate of 2000 barrels per day (BPD), (eg 10 compact gas-to-liquids trains converting 20 MM scfd natural gas feed to liquid).

Det resulterende løsemiddelet for økt oljeutvinning (strøm 28) inneholder 78,9% av mol i fødegassen og 53,4% i vekten av føden. Løsemiddelet for forbedret oljeutvinning har konsentrasjoner på 18 mol% propan, 10,6 mol% butan, 4,7 mol% pentan og 38 mol% metan. Disse løsemiddelkonsentrasjonene er en fordelaktige fremfor andre løsemidler produsert av olje-gass-separasjonsprosesser, som kan innbefatte sammensetninger med mer enn 70 mol% metan og mindre enn 7 mol% for hver av C3-C5. The resulting solvent for enhanced oil recovery (stream 28) contains 78.9% by moles in the feed gas and 53.4% by weight of the feed. The enhanced oil recovery solvent has concentrations of 18 mol% propane, 10.6 mol% butane, 4.7 mol% pentane and 38 mol% methane. These solvent concentrations are advantageous over other solvents produced by oil-gas separation processes, which may include compositions with more than 70 mol% methane and less than 7 mol% for each of C3-C5.

Hydrokarbonprodukt (strøm 24) har en strømsrate på 708 BPD, en molekylvekt på 108, og en American Petroleum Institute (API) tyngdekraft på 70. Hydrokarbon-produktet inneholder 2,5 mol% propan og 9,4 mol% butan og kan være blandet med oljeprodukter. Alternativt kan propan- og butankonsentrasjonen reduseres med videre prosessering hvis nødvendig eller påkrevd for å oppfylle Reed Vapor Pressure (RVP) krav. Hydrocarbon product (stream 24) has a flow rate of 708 BPD, a molecular weight of 108, and an American Petroleum Institute (API) gravity of 70. The hydrocarbon product contains 2.5 mol% propane and 9.4 mol% butane and may be mixed with oil products. Alternatively, the propane and butane concentration can be reduced with further processing if necessary or required to meet Reed Vapor Pressure (RVP) requirements.

Som vist ovenfor kan økte oljeutvinningsprosesser avdekket heri fordelaktig As shown above, enhanced oil recovery processes disclosed herein can be beneficial

produsere løsningsmidler for økt oljeutvinning ved brønnområdet, for eksempel ved en injeksjonsbrønn med bruk av naturgass som produseres på eller nær injeksjonsbrønnen. Løsemidlene for forbedret oljeutvinning kan deretter injiseres i brønnhullet og resultere i økt utvinning fra reservoaret. produce solvents for increased oil recovery at the well site, for example at an injection well using natural gas that is produced on or near the injection well. The solvents for improved oil recovery can then be injected into the wellbore and result in increased recovery from the reservoir.

Utførelsesformer beskrevet her kan fordelaktig gi høyere oljeutvinning enn prosesser som benyttes blandbar gass for økt oljeutvinning. Andre fordeler innbefattende forbedret bruk av strandet gas, ettersom den strandete gassen kan brukes som et løsemiddel (dvs. injeksjonsprodukt), eller bare en del av den strandede gassen kan konverteres til et løsemiddel, der den gjenværende delen reinjiseres til reservoar et eller brukes som drivstoff for konvertering av naturgass til hydrokarbonvæsker. Bruk av strandet gas kan gi miljømessige fordeler, ettersom gassen ikke vil bli faklet eller på annen måte krever deponering. Videre kan bruk av strandet gas fordelaktig gi en praktisk og økonomisk kilde til løsemidler og/eller oljeprodukttilsetningsstoffer. I tillegg kan prosesser ifølge utførelsesformer avdekket heri, skape umiddelbar verdi fra naturgassen ved å produsere tyngre flytende produkt som kan blandes med den produserte oljen. Embodiments described here can advantageously provide higher oil recovery than processes that use miscible gas for increased oil recovery. Other benefits include improved use of stranded gas, as the stranded gas can be used as a solvent (ie injection product), or only a portion of the stranded gas can be converted to a solvent, with the remaining portion reinjected into the reservoir or used as fuel for the conversion of natural gas into hydrocarbon liquids. Using stranded gas can provide environmental benefits, as the gas will not be flared or otherwise require disposal. Furthermore, the use of stranded gas can advantageously provide a practical and economical source of solvents and/or oil product additives. In addition, processes according to embodiments disclosed herein can create immediate value from the natural gas by producing heavier liquid product that can be mixed with the produced oil.

Videre fordeler gitt av utførelsesformer avdekket heri, kan innbefatte kompakte og/eller modulært prosessutstyr, reduserte kapitalkrav og sørge for portabilitet av utstyret, slik at utstyret også kan brukes i oljefelt der tilgangen er vanskelig og for offshore bruk. For eksempel kan kompakte GTL-systemer nyttige i utførelsesformer avdekket heri omfatte en eller flere reaktorer, som åpner for justering av kapasiteten til å matche felt produksjonsprofilen. Dermed kan utførelsesformer avdekket heri være egnet for bruk i små felt, store felt, og for produksjon i offshore felt fra flytende konstruksjoner. De kan også være utplassert i andre områder etter at levetiden for et felt har utløpt. Further advantages provided by embodiments disclosed herein may include compact and/or modular process equipment, reduced capital requirements and ensuring portability of the equipment, so that the equipment can also be used in oil fields where access is difficult and for offshore use. For example, compact GTL systems useful in embodiments disclosed herein may include one or more reactors, allowing for adjustment of capacity to match the field production profile. Thus, embodiments disclosed herein may be suitable for use in small fields, large fields, and for production in offshore fields from floating structures. They may also be deployed in other areas after the lifetime of a field has expired.

Utførelsesformer avdekket heri kan i tilleggfordelaktig gi ekstra lette hydrokarboner verdi i den siste tiden av feltets levetid. Når løsemiddelet er produsert fra brønnene, vil det typisk være i overskudd. Hele eller deler av løsemiddelet kan blandes med den produserte oljen for å gi ekstra verdi. Embodiments disclosed herein may additionally advantageously provide extra light hydrocarbons value in the latter part of the field's life. When the solvent is produced from the wells, it will typically be in excess. All or part of the solvent can be mixed with the produced oil to provide added value.

Illustrative utførelsesformer: Illustrative embodiments:

I en utførelsesform er det avdekket et system for å produsere olje og/eller gass omfattende en mekanisme for å utvinne olje og/eller gass fra en underjordisk formasjon, oljen og/eller gassen omfatter naturgass; en mekanisme for å konvertere minst en del av naturgassen fra den utvunnede oljen og/eller gassen til et løsemiddel for økt oljeutvinning, og en mekanisme for å frigi minst en del av det økte oljeutvinnings-løsemiddelet inn i formasjonen. I noen utførelsesformer omfatter mekanismen for å utvinne en brønn i den underjordiske formasjonen og et utvinningsanlegg på en overside av brønnen; der mekanismen for å konvertere omfatter et konverteringsanlegg i fluidkommunikasjon med utvinningsanlegget, og hvori konverteringsanlegget er tilpasset til å produsere løsemiddelet for økt oljeutvinning fra minst en del av naturgassen som utvinnes fra brønnen. I noen utførelsesformer omfatter mekanismen for å utvinne en første brønn boret i undergrunnsformasjonen for å utvinne olje og/eller gass, og et produksjonsanlegg på en overside av den første brønnen, og der mekanismen for å frigi løsemiddelet for økt oljeutvinning omfatter en andre brønn i den underjordiske formasjonen for å frigi løsemiddelet for økt oljeutvinning inn i formasjonen. I noen utførelsesformer ligger den første brønnen i en avstand på 15 meter til 250 kilometer fra den andre brønnen. I noen utførelsesformer er den underjordiske formasjonen under et vannlegeme og/eller mekanismen for å konvertere er over vannlegemet, for eksempel en produksjonsplattform, flytende produksjon, lagring og offshore lastings-fartøy (FPSO), eller en strekkforankringsplattform. I noen utførelsesformer innbefatter systemet også en mekanisme for å injisere vann og/eller damp, mekanismen tilpasset for å injisere vann og/eller damp i den underjordiske formasjonen etter at løsemiddelet for økt oljeutvinning har blitt frigitt inn i formasjon. I noen utførelsesformer omfatter mekanismen for å konvertere, en reformer for å konvertere minst en del av naturgassen til en syntesegass omfattende karbonmonoksid og hydrogen. I noen utførelsesformer omfatter mekanismen for å konvertere en reaktor for å reagere minst en del av syntesegassen for å danne løsemiddelet for økt oljeutvinning. I noen utførelsesformer omfatter løsemiddelet for økt oljeutvinning mindre enn 70 mol% metan; fra 5-40 mol% propan; fra 3-30 mol% butan; og fra og 1-20 mol% pentan. I noen utførelsesformer omfatter løsemiddelet for økt oljeutvinning mindre enn 40 mol% metan; fra 15-25 mol% propan; fra 5-15 mol% butan; og fra 3-10 mol% pentan. I noen utførelsesformer innbefatter systemet også en mekanisme for å separere naturgass i en første strøm som skal konverteres til løsemiddelet for økt oljeutvinning og en andre strøm som skal blandes med løsemiddelet for økt oljeutvinning og frigis inn i formasjonen. I noen utførelsesformer omfatter den andre strømmen karbondioksid. I noen utførelsesformer omfatter den første strømmen metan og etan. In one embodiment, there is disclosed a system for producing oil and/or gas comprising a mechanism for extracting oil and/or gas from an underground formation, the oil and/or gas comprising natural gas; a mechanism for converting at least a portion of the natural gas from the recovered oil and/or gas into a solvent for enhanced oil recovery, and a mechanism for releasing at least a portion of the enhanced oil recovery solvent into the formation. In some embodiments, the mechanism for extracting a well in the subterranean formation comprises an extraction facility on an upper side of the well; wherein the mechanism for converting comprises a conversion facility in fluid communication with the recovery facility, and wherein the conversion facility is adapted to produce the solvent for increased oil recovery from at least a portion of the natural gas recovered from the well. In some embodiments, the mechanism for extracting comprises a first well drilled in the underground formation to extract oil and/or gas, and a production facility on an upper side of the first well, and wherein the mechanism for releasing the solvent for enhanced oil extraction comprises a second well in the underground formation to release the solvent for increased oil recovery into the formation. In some embodiments, the first well is located at a distance of 15 meters to 250 kilometers from the second well. In some embodiments, the underground formation is below a body of water and/or the mechanism for converting is above the body of water, such as a production platform, floating production, storage and offshore loading (FPSO) vessel, or a tension anchor platform. In some embodiments, the system also includes a mechanism for injecting water and/or steam, the mechanism adapted to inject water and/or steam into the subterranean formation after the enhanced oil recovery solvent has been released into the formation. In some embodiments, the mechanism for converting comprises a reformer for converting at least a portion of the natural gas to a synthesis gas comprising carbon monoxide and hydrogen. In some embodiments, the mechanism includes converting a reactor to react at least a portion of the synthesis gas to form the solvent for enhanced oil recovery. In some embodiments, the enhanced oil recovery solvent comprises less than 70 mol% methane; from 5-40 mol% propane; from 3-30 mol% butane; and from and 1-20 mol% pentane. In some embodiments, the enhanced oil recovery solvent comprises less than 40 mol% methane; from 15-25 mol% propane; from 5-15 mol% butane; and from 3-10 mol% pentane. In some embodiments, the system also includes a mechanism for separating natural gas into a first stream to be converted into the enhanced oil recovery solvent and a second stream to be mixed with the enhanced oil recovery solvent and released into the formation. In some embodiments, the second stream comprises carbon dioxide. In some embodiments, the first stream comprises methane and ethane.

I en utførelsesform er det avdekket en fremgangsmåte for å produsere olje og/eller gass omfattende å utvinne olje og/eller gass fra en underjordisk formasjon, oljen og/eller gassen omfatter naturgass; å konvertere minst en del av naturgassen fra den utvunnede oljen og/eller gassen til en økt oljeutvinnings løsemiddelformulering; og å frigi minst en del av oljeutvinningsløsemiddelet inn i formasjonen. In one embodiment, a method is disclosed for producing oil and/or gas comprising extracting oil and/or gas from an underground formation, the oil and/or gas comprising natural gas; converting at least a portion of the natural gas from the recovered oil and/or gas into an enhanced oil recovery solvent formulation; and releasing at least a portion of the oil recovery solvent into the formation.

I noen utførelsesformer, omfatter fremgangsmåten også å utvinne løsemiddelet for økt oljeutvinning fra oljen- og/eller gassen, hvis tilstede, og deretter injisere minst en del av det dannede løsemiddelet for økt oljeutvinning inn i formasjonen. I noen utførelsesformer omfatter å frigi, å injisere minst en del av løsemiddelet for økt oljeutvinning inn i formasjonen i en blanding med en eller flere av hydrokarboner; vann i form av væske og/eller damp; naturgass annen enn økt oljeutvinningsløsemiddel, karbondioksid; karbonmonoksid, eller blandinger av disse. I noen utførelsesformer omfatter fremgangsmåten også å oppvarme løsemiddelet for økt oljeutvinning før løsemiddelet for økt oljeutvinning injiseres inn i formasjonen eller mens det er i formasjonen. I noen utførelsesformer injiseres et annet materiale inn i formasjonen etter at løsemiddelet for økt oljeutvinning er injisert, for eksempel et annet materiale valgt fra gruppen bestående av luft, nitrogen, vann i form av væske og/eller damp, gass, karbondioksid og/eller blandinger av disse. I noen utførelsesformer injiseres løse-middelet for økt oljeutvinning ved et trykk fra 0 til 37 000 kilopascal over det opprinnelige trykket i reservoaret, målt før injeksjonen av løsemiddelet for økt oljeutvinning starter. I noen utførelsesformer har all olje til stede i undergrunnsformasjonen før injiseringen av løsemiddelet for økt oljeutvinning, en viskositet fra 0,14 cp til 6 millioner cp, for eksempel en viskositet fra 0,3 cp til 30 000 cp, eller fra 5 cp til 5 000 cp. I noen utførelsesformer innbefatter den underjordiske formasjonen en permeabilitet fra 0,0001-15 Darcies, for eksempel en permeabilitet fra 0,001 til 1 Darcy. I noen utførelsesformer innbefatter fremgangsmåten også å konvertere minst en del av den utvunnede oljen og/eller gassen til et materiale valgt fra gruppen som består av transportabelt drivstoff som bensin og diesel, oppvarmingsbrennstoff, smøremidler, kjemikalier, og/eller polymerer. In some embodiments, the method also comprises extracting the enhanced oil recovery solvent from the oil and/or gas, if present, and then injecting at least a portion of the formed enhanced oil recovery solvent into the formation. In some embodiments, releasing comprises injecting at least a portion of the enhanced oil recovery solvent into the formation in a mixture with one or more of hydrocarbons; water in the form of liquid and/or steam; natural gas other than enhanced oil recovery solvent, carbon dioxide; carbon monoxide, or mixtures thereof. In some embodiments, the method also comprises heating the enhanced oil recovery solvent before the enhanced oil recovery solvent is injected into the formation or while it is in the formation. In some embodiments, another material is injected into the formation after the enhanced oil recovery solvent is injected, for example another material selected from the group consisting of air, nitrogen, water in the form of liquid and/or vapor, gas, carbon dioxide and/or mixtures of these. In some embodiments, the solvent for enhanced oil recovery is injected at a pressure of from 0 to 37,000 kilopascals above the initial pressure in the reservoir, measured before the injection of the solvent for enhanced oil recovery begins. In some embodiments, all oil present in the subsurface formation prior to the injection of the enhanced oil recovery solvent has a viscosity of from 0.14 cp to 6 million cp, for example a viscosity of from 0.3 cp to 30,000 cp, or from 5 cp to 5 000 cp. In some embodiments, the subterranean formation comprises a permeability of from 0.0001-15 Darcies, for example a permeability of from 0.001 to 1 Darcy. In some embodiments, the method also includes converting at least a portion of the recovered oil and/or gas to a material selected from the group consisting of transportable fuels such as gasoline and diesel, heating fuels, lubricants, chemicals, and/or polymers.

Mens oppfinnelsen har blitt beskrevet med hensyn til et begrenset antall utførelsesformer, vil fagpersoner på området som har nytte av denne fremstillingen, forstå at andre utførelsesformer som ikke avviker fra omfanget av oppfinnelsen som fremstilt heri kan utformes. Følgelig bør omfanget av oppfinnelsen bare være begrenset av de vedlagte kravene. While the invention has been described with respect to a limited number of embodiments, those skilled in the art having the benefit of this disclosure will appreciate that other embodiments that do not depart from the scope of the invention as disclosed herein may be devised. Accordingly, the scope of the invention should be limited only by the appended claims.

Claims

1. A system for producing oil and/or gas comprising: a mechanism for extracting oil and/or gas from an underground formation, the oil and/or gas comprising natural gas; a mechanism for converting at least a portion of the natural gas from the recovered oil and/or gas into a solvent for enhanced oil recovery, and a mechanism for releasing at least a portion of the enhanced oil recovery solvent into the formation.

2. The system according to claim 1, wherein the mechanism for extracting comprises a well in the underground formation and an extraction facility on an upper side of the well; wherein the mechanism for converting comprises a conversion facility in fluid communication with the extraction facility, and where the conversion plant is adapted to produce the solvent for increased oil recovery from at least part of the natural gas extracted from the well.

3. The system according to one or more of claims 1-2, wherein the mechanism for extracting comprises a first well drilled in the underground formation to extract oil and/or gas, and a production facility on an upper side of the first well, and wherein the mechanism for releasing the solvent for enhanced oil recovery comprises a second well in the underground formation for releasing the solvent for enhanced oil recovery into the formation.

4. The system according to claim 3, where the first well is located at a distance of 15 meters to 250 kilometers from the second well.

5. The system according to one or more of claims 1-4, where the underground formation is below a body of water and/or the mechanism for converting is above the body of water, for example a production platform; floating production, storage and offshore offloading vessel (FPSO), or a tension mooring platform.

6. The system according to one or more of claims 1-5, further comprising a mechanism for injecting water and/or steam, the mechanism adapted to inject water and/or steam into the underground formation after the solvent for enhanced oil recovery has been released into in formation.

7. The system according to one or more of claims 1-6, where the mechanism for converting comprises a reformer to convert at least part of the natural gas into a synthesis gas comprising carbon monoxide and hydrogen.

8. The system of claim 7, wherein the mechanism for conversion comprises: a reactor for reacting at least a portion of the synthesis gas to form the solvent for enhanced oil recovery.

9. The system according to one or more of claims 1-8, where the solvent for increased oil recovery comprises: less than 70 mol% methane, from 5-40 mol% propane, from 3-30 mol% butane, and from 1-20 mol% pentane.

10. The system according to one or more of claims 1-9, where the solvent for increased oil recovery comprises: less than 40 mol% methane, from 15-25 mol% propane, from 5-15 mol% butane, and from 3-10 mol% pentane.

11. The system according to one or more of claims 1-10, further comprising a mechanism for separating natural gas into a first stream to be converted to the solvent for increased recovery, and a second stream to be mixed with the solvent for increased oil recovery and released into the formation.

12. The system according to claim 11, wherein the second stream comprises carbon dioxide.

13. The system according to one or more of claims 11-12, where the first stream comprises methane and ethane.

14. A method for producing oil and/or gas comprising: extracting oil and/or gas from an underground formation, the oil and/or gas comprising natural gas; converting at least a portion of the natural gas from the recovered oil and/or gas into an enhanced oil recovery solvent formulation, and releasing at least a portion of the oil recovery solvent into the formation.

15. The method according to claim 14, further comprising extracting the solvent for increased oil recovery from oil and/or gas, if present, and then injecting at least part of the formed solvent for increased oil recovery into the formation.

16. The method according to one or more of claims 14-15, where releasing comprises injecting at least a part of solvent for increased oil recovery into the formation in a mixture with one or more hydrocarbons; water in the form of liquid and/or steam; natural gas other than increased oil extraction solvent, carbon dioxide; carbon monoxide, or mixtures thereof.

17. The method according to one or more of claims 14-16, further comprising heating the solvent for increased oil recovery before the solvent for increased oil recovery is injected into the formation or while it is in the formation.

18. The method according to one or more of claims 14-17 where another material is injected into the formation after the solvent for increased oil recovery has been injected, for example another material selected from the group consisting of air, nitrogen, water in the form of liquid and/ or steam, gas, carbon dioxide and/or mixtures thereof.

19. The method according to one or more of claims 14-18, where the solvent for increased oil recovery is injected at a pressure from 0 to 37,000 kilopascals above the original pressure in the reservoir, measured before the injection of the solvent for increased oil recovery starts.

20. The method according to one or more of claims 14-19, where all oil present in the underground formation before the injection of the solvent for increased oil recovery has a viscosity from 0.14 cp to 6 million cp, for example a viscosity from 0.3 cp to 30,000 cp, or from 5 cp to 5,000 cp.

21. The method according to one or more of claims 14-20, wherein the underground formation includes a permeability from 0.0001-15 Darcies, for example a permeability from 0.001 to 1 Darcy.

22. The method according to one or more of claims 14-21, further comprising converting at least part of the extracted oil and/or gas into a material selected from the group consisting of transportable fuel such as petrol and diesel, heating fuel, lubricants, chemicals and/ or polymers.