NO20120089A1 - Systemer og fremgangsmater for okt oljeutvinning - Google Patents
Systemer og fremgangsmater for okt oljeutvinning Download PDFInfo
- Publication number
- NO20120089A1 NO20120089A1 NO20120089A NO20120089A NO20120089A1 NO 20120089 A1 NO20120089 A1 NO 20120089A1 NO 20120089 A NO20120089 A NO 20120089A NO 20120089 A NO20120089 A NO 20120089A NO 20120089 A1 NO20120089 A1 NO 20120089A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- solvent
- gas
- oil recovery
- oil
- formation
- Prior art date
Links
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 114
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 73
- 230000008569 process Effects 0.000 title description 40
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 180
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 103
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 89
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 84
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 74
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 32
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 58
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 58
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 36
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 36
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 35
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 34
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 33
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 32
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 30
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 29
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 29
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 29
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 28
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 28
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 20
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 17
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000001273 butane Substances 0.000 claims description 13
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 10
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 9
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 8
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 6
- 238000009472 formulation Methods 0.000 claims description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 4
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 3
- 239000003570 air Substances 0.000 claims description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 2
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 142
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 25
- 239000000047 product Substances 0.000 description 24
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 14
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 11
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 9
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 8
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- -1 direct cooling Substances 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 4
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 3
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 3
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 2
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 2
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 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
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 2
- 229910001252 Pd alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000014676 Phragmites communis Nutrition 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001193 catalytic steam reforming Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000002343 natural gas well Substances 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000007306 turnover Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
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.
Description
Bakgrunn for Oppfinnelsen
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.
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.
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.
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 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 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.
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.
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
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.
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.
Fordelaktig innbefatter oppfinnelsen en eller flere av følgende:
Forbedrede systemer og fremgangsmåter for å disponere naturgass og assosiert gass.
Forbedrede systemer og fremgangsmåter for økt utvinning av hydrokarboner fra en formasjon med en flytende hydrokarbonformulering.
Forbedrede systemer og fremgangsmåter for å produsere en flytende hydrokarbonformulering .
Forbedrede systemer og fremgangsmåter for prosessering, transport, avhending og/eller lagring av naturgass.
Forbedrede systemer og fremgangsmåter for økt oljeutvinning.
Forbedrede systemer og fremgangsmåter for økt oljeutvinning ved bruk av flytende hydrokarboner.
Forbedrede systemer og fremgangsmåter for økt oljeutvinning ved bruk av en forbindelse som er blandbar med olje på stedet.
Andre aspekter og fordeler av oppfinnelsen vil være tydeliggjort av etter-følgende beskrivelse og vedlagte krav.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
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.
DETALJERT BESKRIVELSE
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.
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.
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).
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,
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Figur 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.
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.
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.
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.
Figur 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.
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:
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.
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.
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
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.
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.
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:
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.
I noen utførelsesformer kan det ønskede syntesegassforholdet som brukes i en HPS-prosess beregnes ved hjelp av følgende ligning:
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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).
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.
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.
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.
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.
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.
Utførelsesformer av oppfinnelsen er nå nærmere beskrevet ved hjelp av følgende eksempler.
EKSEMPLER:
Følgende eksempler er hentet fra modelleringsteknikker.
Eksempel 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).
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.
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.
Som vist ovenfor kan økte oljeutvinningsprosesser avdekket heri fordelaktig
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.
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.
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.
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.
Illustrative utførelsesformer:
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.
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.
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.
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.
Claims (22)
1. 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 oljeutvinningsløsemiddelet inn i formasjonen.
2. Systemet ifølge krav 1,
hvor mekanismen for å utvinne omfatter en brønn i den underjordiske formasjonen og et utvinningsanlegg på en overside av brønnen;
hvor mekanismen for å konvertere omfatter et konverteringsanlegg i fluidkommunikasjon til utvinningsanlegget, og
hvor konverteringsanlegget er tilpasset til å produsere løsemiddelet for økt oljeutvinning fra minst en del av naturgassen som utvinnes fra brønnen.
3. Systemet ifølge ett eller flere av kravene 1-2,
hvor mekanismen for å utvinne omfatter en første brønn boret i undergrunnsformasjonen for å utvinne olje og/eller gass, og et produksjonsanlegg på en overside av den første brønnen, og
hvor 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.
4. Systemet ifølge krav 3, hvor den første brønnen ligger i en avstand på 15 meter til 250 kilometer fra den andre brønnen.
5. Systemet ifølge ett eller flere av kravene 1-4, hvor den underjordiske formasjonen er under et vannlegeme og/eller mekanismen for å konvertere er over vannlegemet, for eksempel en produksjonsplattform; flytende produksjon, lagring og offshore lastingsfartøy (FPSO), eller en strekkforankringsplattform.
6. Systemet ifølge ett eller flere av kravene 1-5, omfatter videre 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.
7. Systemet ifølge ett eller flere av kravene 1-6, hvor mekanismen for å konvertere omfatter en reformer å konvertere minst en del av naturgassen til en syntesegass omfattende karbonmonoksid og hydrogen.
8. Systemet ifølge krav 7, hvor mekanismen for konvertering omfatter: en reaktor for å reagere minst en del av syntesegassen for å danne løsemiddelet for økt oljeutvinning.
9. Systemet ifølge ett eller flere av kravene 1-8, hvor løsemiddelet for økt oljeutvinning omfatter: mindre enn 70 mol% metan, fra 5-40 mol% propan, fra 3-30 mol% butan, og fra 1-20 mol% pentan.
10. Systemet ifølge ett eller flere av kravene 1-9, hvor løsemiddelet for økt oljeutvinning omfatter: mindre enn 40 mol% metan, fra 15-25 mol% propan, fra 5-15 mol% butan, og fra 3-10 mol% pentan.
11. Systemet ifølge en eller flere av kravene 1-10, videre omfattende en mekanisme for å separere naturgass i en første strøm som skal konverteres til løsemiddelet for økt utvinning, og en andre strøm som skal blandes med løsemiddelet for økt oljeutvinning og frigis inn i formasjonen.
12. Systemet ifølge krav 11, hvor den andre strømmen omfatter karbondioksid.
13. Systemet ifølge ett eller flere av kravene 11 -12, hvor den første strømmen omfattende av metan og etan.
14. 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; 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.
15. Fremgangsmåten ifølge krav 14, videre omfattende å utvinne løsemiddelet for økt oljeutvinning fra olje- og/eller gass, hvis tilstede, og deretter injisere minst en del av dannede løsemiddelet for økt oljeutvinning inn i formasjonen.
16. Fremgangsmåten ifølge ett eller flere av kravene 14-15, hvor å frigi omfatter å injisere minst en del av løsemiddel 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 oljeutvinning løsemiddel, karbondioksid; karbonmonoksid, eller blandinger av disse.
17. Fremgangsmåten ifølge ett eller flere av kravene 14-16, videre omfattende å oppvarme løsemiddelet for økt oljeutvinning før løsemiddelet for økt oljeutvinning injiseres inn i formasjonen eller mens det er i formasjonen.
18. Fremgangsmåten ifølge ett eller flere av kravene 14-17 hvor et annet materiale injiseres 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.
19. Fremgangsmåten ifølge ett eller flere av kravene 14-18, hvor løsemiddelet for økt oljeutvinning injiseres ved et trykk fra 0 til 37 000 kilopascal over det opprinnelige trykket i reservoaret, målt før injeksjonen av løsemiddelet for økt oljeutvinning starter.
20. Fremgangsmåten ifølge ett eller flere av kravene 14-19, hvor all olje til stede i undergrunnsformasjonen før injiseringen av løsemiddelet for økt oljeutvinning, har en viskositet fra 0,14 cp 6 millioner cp, for eksempel en viskositet fra 0,3 cp til 30 000 cp, eller fra 5 cp til 5 000 cp.
21. Fremgangsmåten ifølge ett eller flere av kravene 14-20, hvor den underjordiske formasjonen innbefatter en permeabilitet fra 0,0001-15 Darcies, for eksempel en permeabilitet fra 0,001 til 1 Darcy.
22. Fremgangsmåten ifølge ett eller flere av kravene 14-21, videre omfattende å konvertere minst en del av den utvunnede oljen og/eller gassen til et materiale valgt fra gruppen bestående av transportabelt drivstoff som bensin og diesel, oppvarmingsbrennstoff, smøremidler, kjemikalier og/eller polymerer.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US23258109P | 2009-08-10 | 2009-08-10 | |
| PCT/US2010/044837 WO2011019632A1 (en) | 2009-08-10 | 2010-08-09 | Enhanced oil recovery systems and methods |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20120089A1 true NO20120089A1 (no) | 2012-01-25 |
Family
ID=43586409
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20120089A NO20120089A1 (no) | 2009-08-10 | 2012-01-25 | Systemer og fremgangsmater for okt oljeutvinning |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20120138316A1 (no) |
| CN (1) | CN102472095A (no) |
| AU (1) | AU2010282746A1 (no) |
| BR (1) | BR112012002721A2 (no) |
| GB (1) | GB2484238B (no) |
| NO (1) | NO20120089A1 (no) |
| WO (1) | WO2011019632A1 (no) |
Families Citing this family (31)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2010088632A2 (en) | 2009-02-02 | 2010-08-05 | Glasspoint Solar, Inc. | Concentrating solar power with glasshouses |
| WO2012006288A2 (en) | 2010-07-05 | 2012-01-12 | Glasspoint Solar, Inc. | Subsurface thermal energy storage of heat generated by concentrating solar power |
| EP2591291B1 (en) | 2010-07-05 | 2019-05-08 | Glasspoint Solar, Inc. | Concentrating solar power with glasshouses |
| WO2012128877A2 (en) | 2011-02-22 | 2012-09-27 | Glasspoint Solar, Inc. | Concentrating solar power with glasshouses |
| EP2591292A4 (en) | 2010-07-05 | 2015-09-02 | Glasspoint Solar Inc | DIRECT SUNLIGHT STEAM GENERATION |
| EP2591294A4 (en) | 2010-07-05 | 2017-05-17 | Glasspoint Solar, Inc. | Oilfield application of solar energy collection |
| US9234417B2 (en) | 2011-03-18 | 2016-01-12 | Shell Oil Company | Systems and methods for separating oil and/or gas mixtures |
| US9518449B1 (en) | 2011-09-06 | 2016-12-13 | Sandia Corporation | Waterflooding injectate design systems and methods |
| MX2014014778A (es) * | 2012-06-27 | 2015-02-24 | Shell Int Research | Proceso y sistema de recuperacion de petroleo. |
| EA028262B1 (ru) * | 2012-06-27 | 2017-10-31 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ и система извлечения нефти |
| US9874359B2 (en) | 2013-01-07 | 2018-01-23 | Glasspoint Solar, Inc. | Systems and methods for selectively producing steam from solar collectors and heaters |
| US9200799B2 (en) | 2013-01-07 | 2015-12-01 | Glasspoint Solar, Inc. | Systems and methods for selectively producing steam from solar collectors and heaters for processes including enhanced oil recovery |
| WO2014158906A1 (en) | 2013-03-14 | 2014-10-02 | Sandia Corporation | Financial methods for waterflooding injectate design |
| US20140318773A1 (en) * | 2013-04-26 | 2014-10-30 | Elliot B. Kennel | Methane enhanced liquid products recovery from wet natural gas |
| WO2014194031A1 (en) * | 2013-05-31 | 2014-12-04 | Shell Oil Company | Process for enhancing oil recovery from an oil-bearing formation |
| WO2014204849A1 (en) | 2013-06-18 | 2014-12-24 | Shell Oil Company | Oil recovery system and method |
| DE102013010300B4 (de) * | 2013-06-19 | 2016-07-14 | CCP Technology GmbH | Verfahren zum Fördern von hochviskosen Ölen und/oder Bitumen |
| CA2915594A1 (en) | 2013-06-27 | 2014-12-31 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Remediation of asphaltene-induced plugging of wellbores and production lines |
| CA2826494C (en) * | 2013-09-09 | 2017-03-07 | Imperial Oil Resources Limited | Improving recovery from a hydrocarbon reservoir |
| WO2016065191A1 (en) | 2014-10-23 | 2016-04-28 | Glasspoint Solar, Inc. | Heat storage devices for solar steam generation, and associated systems and methods |
| WO2016064927A1 (en) | 2014-10-23 | 2016-04-28 | Glasspoint Solar, Inc. | Gas purification using solar energy, and associated systems and methods |
| WO2016105395A1 (en) * | 2014-12-23 | 2016-06-30 | Sandia Corporation | Method for enhancing hydrocarbon recovery from tight formations |
| US10272381B2 (en) * | 2015-03-18 | 2019-04-30 | Shell Oil Company | Method using carbon monoxide resistant membrane to control H2/CO ratio of synthesis gas feed to fischer-tropsch unit |
| EP3329086A1 (en) | 2015-09-01 | 2018-06-06 | Glasspoint Solar, Inc. | Variable rate steam injection, including via solar power for enhanced oil recovery, and associated systems and methods |
| EP3390906A1 (en) | 2016-02-01 | 2018-10-24 | Glasspoint Solar, Inc. | Separators and mixers for delivering controlled-quality solar-generated steam over long distances for enhanced oil recovery, and associated systems and methods |
| MX2018009565A (es) * | 2016-02-08 | 2019-01-31 | Proton Tech Inc | Proceso in situ para producir hidrogeno a partir de depositos de hidrocarburos subterraneos. |
| GB201814515D0 (en) * | 2018-09-06 | 2018-10-24 | Hydrogen Source As | Process |
| AU2020417274A1 (en) * | 2019-12-30 | 2022-08-11 | Shale Ingenuity, Llc | System and method for optimized production of hydrocarbons from shale oil reservoirs via cyclic injection |
| WO2022104170A1 (en) * | 2020-11-13 | 2022-05-19 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Low emissions well pad with integrated enhanced oil recovery |
| US11499408B1 (en) * | 2021-12-09 | 2022-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-site conversion of a flammable wellbore gas to an oleaginous liquid |
| US20230235215A1 (en) * | 2022-01-21 | 2023-07-27 | Paul B. Trost | Use of carbon monoxide and light hydrocarbons in oil reservoirs |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4511381A (en) * | 1982-05-03 | 1985-04-16 | El Paso Hydrocarbons Company | Process for extracting natural gas liquids from natural gas streams with physical solvents |
| EA011939B1 (ru) * | 2005-04-21 | 2009-06-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способы получения нефти и/или газа и системы для их осуществления |
| US8136590B2 (en) * | 2006-05-22 | 2012-03-20 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| CA2703888A1 (en) * | 2007-10-31 | 2009-05-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for producing oil and/or gas |
-
2010
- 2010-08-09 AU AU2010282746A patent/AU2010282746A1/en not_active Abandoned
- 2010-08-09 GB GB1200995.7A patent/GB2484238B/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-08-09 BR BR112012002721A patent/BR112012002721A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2010-08-09 CN CN2010800353836A patent/CN102472095A/zh active Pending
- 2010-08-09 WO PCT/US2010/044837 patent/WO2011019632A1/en active Application Filing
- 2010-08-09 US US13/389,958 patent/US20120138316A1/en not_active Abandoned
-
2012
- 2012-01-25 NO NO20120089A patent/NO20120089A1/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2484238B (en) | 2012-11-21 |
| WO2011019632A1 (en) | 2011-02-17 |
| AU2010282746A1 (en) | 2012-02-09 |
| GB2484238A (en) | 2012-04-04 |
| GB201200995D0 (en) | 2012-03-07 |
| US20120138316A1 (en) | 2012-06-07 |
| BR112012002721A2 (pt) | 2016-05-03 |
| CN102472095A (zh) | 2012-05-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO20120089A1 (no) | Systemer og fremgangsmater for okt oljeutvinning | |
| US10099972B2 (en) | Methods and systems for producing liquid hydrocarbons | |
| CA2698238C (en) | Method of removing carbon dioxide emissions from in-situ recovery of bitumen and heavy oil | |
| US7931712B2 (en) | Natural gas steam reforming method with linear countercurrent heat exchanger | |
| CN103221632B (zh) | 利用二氧化碳开采地层沉积物的方法 | |
| KR101409555B1 (ko) | 천연 가스 하이드레이트 저장소 및 기존 탄화수소 저장소로부터 탄화수소의 공동 생산과 가공 방법 및 시스템 | |
| US20030178195A1 (en) | Method and system for recovery and conversion of subsurface gas hydrates | |
| MXPA05006313A (es) | Una planta y un metodo para la recuperacion aumentada de petroleo. | |
| WO2005010129A2 (en) | Method for natural gas production | |
| US20210214626A1 (en) | Method and System for Extracting Methane Gas, Converting it to Clathrates, and Transporting it for Use | |
| CA2837471C (en) | Method of recovering heavy oil from a reservoir | |
| WO2013056732A1 (en) | Improved process for the conversion of natural gas to hydrocarbons | |
| EP1926885A1 (en) | Method of producing a hydrocarbon stream from a subterranean zone | |
| RU2010136287A (ru) | Способ для добычи нефти и/или газа и устройства для их осуществления | |
| US20230242399A1 (en) | Electricity and hydrogen production from depleted oil/gas reservoirs using air injection and geothermal energy harvesting | |
| CN218665414U (zh) | 天然气制氢的制备装置 | |
| US20240301776A1 (en) | System and method for enhanced petroleum product recovery | |
| CA2931610C (en) | Methods and systems for producing liquid hydrocarbons | |
| Johannes et al. | and Tyler W. Johannes | |
| US20130168094A1 (en) | Enhanced heavy oil recovery using downhole bitumen upgrading with steam assisted gravity drainage | |
| Jahn et al. | Surface Facilities | |
| Greaves et al. | Laboratory studies of producing hydrogen and incremental oil from light oil reservoirs using downhole gasification | |
| JP2023523950A (ja) | メタンガスを抽出し、ガスをクラスレートに変換し、ガスを使用のために輸送する方法およびシステム | |
| NO311187B1 (no) | Dannelse av metanol fra hydrokarbongass, hvori metanolen injiseres tilbake i gass-strömmen for forebygging av gasshydrater | |
| CA2894953C (en) | Enhanced oil recovery from a crude hydrocarbon reservoir |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |