NO316290B1 - Fremgangsmåte for å redusere en mengde av en avfallskomponent for et hydrokarbonfluid som strömmer gjennom et borehull - Google Patents
Fremgangsmåte for å redusere en mengde av en avfallskomponent for et hydrokarbonfluid som strömmer gjennom et borehull Download PDFInfo
- Publication number
- NO316290B1 NO316290B1 NO19994271A NO994271A NO316290B1 NO 316290 B1 NO316290 B1 NO 316290B1 NO 19994271 A NO19994271 A NO 19994271A NO 994271 A NO994271 A NO 994271A NO 316290 B1 NO316290 B1 NO 316290B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- borehole
- waste component
- substance
- hydrocarbon
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 112
- 239000002699 waste material Substances 0.000 title claims abstract description 44
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 41
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 36
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 36
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 36
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 21
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims abstract description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 44
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 22
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 19
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims description 3
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 claims description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 23
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 23
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 22
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- WMFOQBRAJBCJND-UHFFFAOYSA-M Lithium hydroxide Chemical compound [Li+].[OH-] WMFOQBRAJBCJND-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 2
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 239000013522 chelant Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000010795 gaseous waste Substances 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 235000012254 magnesium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 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
- E21B43/38—Arrangements for separating materials produced by the well in the well
- E21B43/385—Arrangements for separating materials produced by the well in the well by reinjecting the separated materials into an earth formation in the same well
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
- E21B41/0057—Disposal of a fluid by injection into a subterranean formation
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte for å redusere en mengde av en avfallskomponent til stede i et hydrokarbonfluid produsert fra en undergrunnsformasj on via et borehull dannet i undergrunnsformasj onen, hvor hydrokarbonfluidet strømmer i et fluid gjennom borehullet. Fremgangsmåten omfatter a) å indusere minst en andel av avfallskamponenten til å beveges inn i et andre fluid til stede i fluidstrømmen ettersom strømningen går gjennom borehullet; og b) å fraseparere det andre fluid med det minste en andel av avfallskomponenten innbefattet i seg, fra hydrokarbonfluidet.
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for å redusere mengden av en avfallskomponent til stede i et hydrokarbonfluid i en fluidstrøm produsert fra en undergrunnsformasj on
Mange olje- eller gassbrønner produserer, samtidig med det ønskede hydrokarbonfluid, uønskede avfallskomponenter slik som produsert vann, H2S og C02 I tilfellet med produsert vann vil forholdet produsert vann/hydrokarbonfluid for de fleste brønner øke i løpet av brønnens levetid. Dette fenomen skyldes det faktum at for de fleste hydrokarbonreservoarer er oljelaget i undergrunnsformasjonen plassert på toppen av et lag med vann, med et økende vannivå ettersom reservoaret uttømmes på grunn av vedvarende oljeproduksjon Det produserte vann separeres vanligvis ut fra oljen ved bruk av egnede separasjonsanordnmger, for eksempel separatortanker
I tillegg til det produserte vann fremstilles også avfallskomponenter som H2S og C02 i vesentlige mengder, ettersom disse gasser oppløses i den produserte oljen og vannet Disse komponenter bevirker uønsket miljøforurensning dersom de ikke fjernes hensiktsmessig fra hydrokarbonfluidet Det er derfor vanlig teknologi å fjerne slike avfallskomponenter, for eksempel ved bruk av en regenerativ behandlingsprosess Med slike prosesser kreves spesielt prosessutstyr nedstrøms for borehullet ved overflaten, og slikt prosessutstyr er generelt kostbart og voluminøst
Et annet problem forbundet med samtidig produksjon av korrosive avfallskomponenter slik som H2S og C02, er akselerert korrosjon av produks]onsrørene for hydrokarbonfluid {f eks produksjonsrørene i borehullet)
I britisk patentpublikasjon GB 2285055 beskrives en fremgangsmåte for å behandle farlige komponenter, slik som hydrogensulfid, ved å injisere den farlige komponent i et utarmet område i et undergrunnsreservoar sammen med en reaktant som kan reagere med den farlige komponent i det utarmede område i undergrunnsreservoaret for således å nøytralisere de skadelige virkninger av den farlige komponent
I europeisk patentpublikasjon EP 227291 beskrives behandling av hydrogensulfldholdig damp som produseres fra en geotermisk brønn ved å kontaktere den geotermiske strøm med en vandig løsning av ferrichelat for å tilveiebringe elementært svovel
I patentpublikasjon US 5439058 beskrives en fremgangsmåte for å rense en olje- eller en gassbrønn for å fjerne partikulært stoff fra sidene i borehullet, hvilket materiale er blitt akkumulert på sidene under boring og komplettering av brønnen For å rense brønnen blir vandig kaustisk løsning inneholdende et flokkuleringsmiddel sirkulert gjennom brønnen
Det er et mål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en forbedret fremgangsmåte for reduksjon av mengden av en avfallskomponent til stede i et hydrokarbonfluid i en strøm av fluid produsert fra en undergrunns-formas]on, hvorved det med fremgangsmåten er mindre behov for spesielt prosessutstyr og blir redusert korrosjon av produk-sjonsrørene
I henhold til den foreliggende oppfinnelse tilveie-bringes en fremgangsmåte for å redusere en mengde av en avfallskomponent til stede i et hydrokarbonfluid produsert fra en undergrunnsformasjon via et borehull dannet i undergrunnsformasj onen, hvor hydrokarbonfluidet strømmer i en fluidstrøm gjennom borehullet
og fremgangsmåten er særpreget ved at den omfatter
a) å indusere minst en andel av avfallskomponenten til å beveges inn i et andre fluid til stede i fluidstrømmen
ettersom strømmen går gjennom borehullet, og
b) å separere ut det andre fluid med minst en andel av avfallskomponenten innbefattet i seg, fra hydrokarbonfluidet,
hvorved trinn a) omfatter å oppløse i det minste en andel av avfallskomponenten i det andre fluid ved
i) å velge en substans som reagerer med avfallskomponenten for å danne et reaksjonsprodukt som er løselig i det andre fluid, og
li) å tilføre den valgte substans som skal være til stede i fluidstrømmen i borehullet, hvorved substansen reagerer med
avfallskomponenten og reaksjonsproduktet 1 hovedsak oppløses 1 det andre fluid,
og hvorved trinn b) omfatter å separere ut det andre fluid med avfallskomponenten oppløst 1 seg, fra hydrokarbonfluidet
Ved overføring av avfallskomponenten inn 1 det andre fluid ettersom fluidstrømmen går gjennom borehullet, oppnås det at spesialutstyr for dette ved overflaten blir over-flødig Den høye temperatur og det høye trykk 1 fluidstrømmen 1 borehullet er videre fordelaktig for det ovennevnte trinn
a) For eksempel har mengder av gassformige avfallskomponenter slik som H2S eller C02 et relativt lite volum under
de høytrykksforhold som råder nede 1 borehulet, mens slike kvantiteter ville ha et vesentlig større volum ved overflate-betingelsene, hvilket nødvendiggjør tilsvarende større prosessenngsutstyr ved overflaten
Med fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse oppnås det videre at korrosive avfallsprodukter som H2S eller C021 hovedsak er fraværende fra produksjonsrøret nedstrøms separasjonstrinnet, slik at disse rør ikke utsettes for korrosjonsvirkning av avfallskomponentene
For ytterligere å redusere mengden prosessenngsutstyr ved overflaten er det foretrukket at det andre fluid med 1 det minste en andel av avfallskomponenten innbefattet 1 seg, separeres ut fra hydrokarbonfluidet 1 borehullet
Trinn a) omfatter fortrinnsvis å oppløse minst en andel av avfallskomponenten 1 det andre fluid, og trinn b) omfatter å separere ut det andre fluid med avfallskomponenten oppløst 1 seg, fra hydrokarbonfluidet
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er særlig, men ikke utelukkende, egnet for å fjerne HaS og C02 fra hydrokarbonfluid slik som olje, ettersom de fleste produserte oljer inneholder oppløst H2S og C02 som bør forhindres fra å frigis til atmosfæren.
Trinn a) omfatter hensiktsmessig
1) å velge en substans som reagerer med avfallskomponenten for å danne et reaksjonsprodukt som er løselig 1 det andre fluid, n) å tilføre den valgte substans som skal være til stede i fluidstrømmen i borehullet, hvorved substansen reagerer med avfallskomponenten og reaksjonsproduktet i hovedsak oppløses i det andre fluid i fluidstrømmen
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er mest virknings-full dersom den valgte substans tilføres slik at den er til stede i en lavereliggende del av borehullet, der hydrokarbonfluidet ankommer borehullet Dette kan for eksempel oppnås ved å injisere substansen inn i fluidstrømmen i borehullet via et rør som strekker seg inn i borehullet
I en attraktiv utførelsesform er det andre fluid produsert vann som produseres samtidig med hydrokarbonfluidet fra undergrunnsformasjonen via borehullet Mengden av den valgte substans som skal benyttes kan reduseres ved å separere ut produsert vann fra fluidstrømmen før tilførsel av substansen som skal være til stede i fluidstrømmen, slik at reaksjonsproduktet i hovedsak oppløses i den resterende del av det produserte vann
Det andre fluid med innbefattet avfallskomponent avhendes hensiktsmessig ved å injisere det inn i undergrunnsformasjonen via borehullet og/eller via et annet borehull På denne måte returneres avfallskomponentene til undergrunnsformasj onen hvorfra de ble produsert, uten å bevirke noen miljøforurensning
I tilfellet hvor avfallskomponentene innbefatter H2S og C02, foretrekkes det å tilføre OH"-ioner i fluidstrømmen slik at reaksjonsproduktet innbefatter minst én type ioner valgt blant HS", S<2>', HC03" og C03<2>" OH"-ionene kan dannes ved å injisere en base inn i fluidstrømmen, eller alternativt ved elektrolyse av det andre fluid, for eksempel ved bruk av en bipolar membran
Oppfinnelsen vil nå bli beskrevet i nærmere detalj i de etterfølgende eksempler
Eksempel 1
Hydrokarbonfluid i form av olje og gass produseres fra en undergrunnsformasjon via et borehull Strømmen av produsert fluid strømmer til overflaten gjennom et produksjonsrør som strekker seg inn i borehullet Vanligvis innbefatter fluidstrømmen en vesentlig mengde produsert vann fra undergrunnsformas]onen Videre er avfallskomponenter som H2S og/eller C02 også tilstede ettersom disse komponenter oppløses i både ol]efasen og vannfasen For å fjerne H2S og/eller C02 fra ol] ef asen, injiseres en base i form av NaOH inn i fluidstrømmen (f eks ved å injisere den inn i produksjonsrøret eller inn i ringrommet mellom produksjons-røret og borehullsforingen) for derved å blandes med strømmen av olje og produsert vann Det injiserte NaOH danner OH"-ioner i vannfasen og reagerer med H2S og C02 i henhold til
totalt
H2C03 + OH" <=> HC03" + Ha0 eller C02 + OH" O HC03"
HCO3" + OH" <=> CO3<2>" + H20
totalt
hvor ionene HS", S<2>", HC03" og C03<2>" oppløses 1 vannfasen, kun H2S og C02 kan oppløses 1 både vann- og oljefasen Ved å tilføre basen 1 form av NaOH økes følgelig konsentrasjonen av ionene HS", S<2>", HC03" og C03<2>" 1 vannfasen, hvilket fører til en senkning av innholdet av H2S og C021 oljefasen Dette medfører en effektiv overførsel av H2S og C02 fra oljefasen til vannfasen
Før tilførsel av basen kan eventuelt en andel av det produserte vann separeres bort fra fluidstrømmen, hvorved det oppnås fordel ved at mindre mengde base behøver å tilsettes for å oppnå ønsket pH
Når konsentrasjonen av H2S og C021 oljefasen er relativt høy, kan det på motsatt måte injiseres en ekstra vannstrøm inn 1 den totale olje/vannstrøm produsert fra borehullet, for å danne et større vannvolum for oppløsning av H2S og C02 og resulterende ioner
Vannfasen hvor ionene HS", S<2>", HC03" og C03<2>" er oppløst separeres deretter ut fra oljefasen ved bruk av én eller flere separatorer (for eksempel syklonseparatorer) som kan plasseres i borehullet eller ved overflaten Det fraseparerte vann med oppløste ioner injiseres deretter mn i undergrunnsformasj onen via et injeksjonsrør som strekker seg inn i borehullet Alternativt kan vannet med oppløste ioner injiseres inn i undergrunnsformasjonen via et annet borehull I tilfelle de ovennevnte ioner gir tendens til utfelling av avleiringer i injeksjonsrørene, kan en avleiringshemmer eller en syre tilføres til vannstrømmen i mjeksjonsrøret for å forhindre slik avleiring eller for å oppløse de utfelte avleiringer
Eksempel 2
En strøm av hydrokarbonfluid (olje/gass) inneholdende H2S og C02 produseres fra en undergrunns formasjon via et produksjonsrør i et borehull, hvorved forskjellen fra eksempel 1 er at det ikke samtidig produseres vann fra formasjonen. For å benytte fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, innføres et andre fluid i form av vann i strømmen av fluid, ved å injisere det andre fluid gjennom et hensiktsmessig rør inn i fluidstrømmen via borehullet Mengden av det andre fluid som skal injiseres avhenger av mengdene av H2S og C02 i hydrokarbonfluidet, men generelt (i tilfellet med
oljeproduksjon) er en mengde så lav som 2-3 vekt% av o1j est rømningsmengden 111s trekke11g
Det andre fluid injiseres for derved å blandes med hydrokarbonfluidet i ringrommet mellom produksjonsrøret og borehullsfåringen, ved nivået for produksjonssonen Før injeksjon av vannet inn i hydrokarbonfluidstrømmen er NaOH blitt tilført til vannet som videre er blitt gjort i hovedsak fritt for avleirmgsdannende komponenter som barium, strontium og kalsium NaOH danner OH"-ioner i vannfasen, og disse reagerer med H2S og C02 til stede i f luidstrømmen i henhold til reaksjonene henvist til i Eksempel 1 Det oppnås derved en effektiv overføring av H2S og C02 inn i det andre fluid, dvs inn i vannfasen Vannet med de oppløste ioner HS", S<2>", HC03" og C03<2>" produseres til overflaten hvor det separeres ut fra hydrokarbonfluidet Trinnet med frasepara-sjon av vannet med de oppløste ioner fra hydrokarbonfluidet kan alternativt utføres 1 borehullet I sistnevnte tilfelle kan det benyttes små syklonseparatorer anordnet 1 borehullet
Det fraseparerte vann med oppløste ioner kan injiseres inn 1 undergrunnsformasjonen via det samme eller et annet borehull, eller det kan underkastes behandling for å få fjernet avfallskomponentene I sistnevnte tilfelle kan for eksempel utfellingsdannende komponenter som reagerer med de oppløste ioner (f eks for å danne salter) tilføres til vannet Utfellingene fjernes deretter fra vannet
Kontakten mellom vannet og oljen kan intensiveres for eksempel ved bruk av en kontaktor, en pumpe for å pumpe strømmen av olje og vann, eller en sentrifuge
Det vil innses at 1 de ovennevnte eksempler er NaOH blitt identifisert som en hensiktsmessig substans for tilførsel til fluidstrømmen, kun som et eksempel på dette, og at det er mange andre substanser som er egnede for å utøve fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen Ytterligere eksempler på slike substanser er Ca(OH)2, Mg(OH)2, LiOH og KOH
Mengden av base som benyttes ved utøvelse av den foreliggende oppfinnelse kan bestemmes ved støkiometriske betraktninger Eksempelvis kan ca 1,82 kg NaOH være nødven-dig pr kg C02 som skal fjernes, og ca. 2,35 kg NaOH kan være nødvendig pr kg H2S som skal fjernes
Det vil innses at fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse kan utøves for olje/gassproduk-sjonsbrønner både på land og til havs
I en alternativ utførelsesform av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan H2S fjernes fra hydrokarbonfluidet ved omdannelse til HS" og/eller S<2>" ved bruk av egnede bakterier som tilføres til fluidstrømmen
Videre kan visse amider tilføres for å binde eller omdanne C02 som er til stede 1 hydrokarbonfluidet
Claims (1)
1 Fremgangsmåte for å redusere en mengde av en avfallskomponent til stede i et hydrokarbonfluid produsert fra en undergrunnsformas]on via et borehull dannet i undergrunnsformas]onen, hvor hydrokarbonfluidet strømmer i en fluidstrøm g]ennom borehullet
karakterisert ved at fremgangsmåten omfatter a) å indusere minst en andel av avfallskomponenten til å beveges inn i et andre fluid til stede i fluidstrømmen ettersom strømmen går g]ennom borehullet, og b) å separere ut det andre fluid med minst en andel av avfallskomponenten innbefattet i seg, fra hydrokarbonfluidet, hvorved trinn a) omfatter å oppløse i det minste en andel av avfallskomponenten i det andre fluid ved i) å velge en substans som reagerer med avfallskomponenten for å danne et reaks]onsprodukt som er løselig i det andre fluid, og
11) å tilføre den valgte substans som skal være til stede i fluidstrømmen i borehullet, hvorved substansen reagerer med avfallskomponenten og reaks]onsproduktet i hovedsak oppløses 1 det andre fluid,
og hvorved trinn b) omfatter å separere ut det andre fluid med avfallskomponenten oppløst i seg, fra hydrokarbonfluidet
2 Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at avfallskomponenten omfatter minst én av komponentene H2S og C02
3 Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at trinn n) omfatter å innføre substansen som skal være til stede i en lavereliggende del av borehullet, hvor hydrokarbonfluidet ankommer borehullet
4 Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av krav 1-3, karakterisert ved at avfallskomponenten omfatter minst én av komponentene H2S og C02, at substansen innbefatter OH"-ioner, og at reaksjonsproduktet innbefatter minst ett av ionene i gruppen HS", S<2>", HC03" og C03<2>"
5 Fremgangsmåte ifølge krav 4, karakterisert ved at OH"-ionene dannes ved minst ett av trinnene å indisere en baBe inn i fluidstrømmen og elektrolyse av det andre fluid
6 Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved at substansen injiseres inn i fluidstrømmen i borehullet via et rør som strekker seg inn i borehullet
7. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av krav 1-6, karakterisert ved at det andre fluid er produsert vann produsert samtidig med hydrokarbonfluidet fra undergrunnsformas]onen via borehullet
8 Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at før innførsel av substansen som skal være til stede i fluidstrømmen, frasepareres en andel av det produserte vann fra fluidstrømmen, hvorved reaks]onsproduktet i hovedsak oppløses i den resterende del av det produserte vann
9 Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av krav 1-8, karakterisert ved at det andre fluid føres inn i f luidstrømmen ved å injisere det mn i f luidstrømmen via borehullet
10 Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert ved at substansen oppløses i det andre fluid og at det andre fluid med oppløst substans injiseres inn i fluidstrømmen
11. Fremgangsmåte ifølge krav 9 eller 10,
karakterisert ved at før injeksjon av det andre fluid mn i f luidstrømmen gjøres det andre fluid i hovedsak fritt for avleiringsdannende komponenter
12 Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av krav 1-11, karakterisert ved at den videre omfatter, etter trinn b), å fjerne avfallskomponenten fra det andre fluid
13 Fremgangsmåte ifølge krav 12, karakterisert ved å tilføre en utvalgt forbindelse til det andre fluid, hvilken reagerer med avfallskomponenten for derved å danne en utfelling som innbefatter avfallskomponenten, hvoretter utfellingen fjernes fra det andre fluid
14 Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av krav 1-11, karakterisert ved at den omfatter det ytterligere trinn å avhende det andre fluid med avf allskomponenten innbefattet i seg ved å injisere det mn i undergrunnsformasjonen via i det minste ett av enten borehullet og et annet borehull dannet i unde rgrunns f orma s j onen
15 Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av krav 1-14, karakterisert ved at trinnet å separere ut det andre fluid med i det minste en andel av avfallskomponenten innbefattet i seg, fra hydrokarbonfluidet, utføres i borehullet
16 Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av krav 1-15, karakterisert ved at det andre fluid omfatter vann
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP97200773 | 1997-03-14 | ||
| PCT/EP1998/001765 WO1998041728A1 (en) | 1997-03-14 | 1998-03-13 | Removing a waste component from a hydrocarbon fluid |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO994271D0 NO994271D0 (no) | 1999-09-02 |
| NO994271L NO994271L (no) | 1999-09-02 |
| NO316290B1 true NO316290B1 (no) | 2004-01-05 |
Family
ID=8228107
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19994271A NO316290B1 (no) | 1997-03-14 | 1999-09-02 | Fremgangsmåte for å redusere en mengde av en avfallskomponent for et hydrokarbonfluid som strömmer gjennom et borehull |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6021847A (no) |
| CN (1) | CN1097135C (no) |
| AU (1) | AU717004B2 (no) |
| CA (1) | CA2281698C (no) |
| DK (1) | DK176080B1 (no) |
| EA (1) | EA000928B1 (no) |
| GB (1) | GB2337783B (no) |
| NO (1) | NO316290B1 (no) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040197101A1 (en) * | 2001-02-05 | 2004-10-07 | Sasser Gary D. | Optical transceiver module with host accessible on-board diagnostics |
| CN100350021C (zh) * | 2004-03-12 | 2007-11-21 | 上海化工研究院 | 一种液态石油烃常温脱砷剂 |
| EP3280873B1 (en) * | 2015-04-07 | 2019-06-05 | ConocoPhillips Company | Removal of oil recovery chemicals from production fluids |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| BE527750A (no) * | 1953-04-02 | |||
| US3506572A (en) * | 1966-05-25 | 1970-04-14 | Dresser Ind | Drilling mud composition and process |
| DE3151133A1 (de) * | 1981-12-23 | 1983-06-30 | Peroxid-Chemie GmbH, 8023 Höllriegelskreuth | Verfahren zur beseitigung von h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus erdgas, erdoel und deren gemischen |
| US4566965A (en) * | 1982-12-27 | 1986-01-28 | Exxon Research & Engineering Company | Removal of nitrogen and sulfur from oil-shale |
| EP0227291A1 (en) * | 1985-11-25 | 1987-07-01 | The Dow Chemical Company | Process for drilling geothermal wells with removal of H2S |
| US5346614A (en) * | 1992-11-10 | 1994-09-13 | Union Oil Company Of California | Removal of hydrogen sulfide from an oil-containing mixture having a continuous aqueous phase |
| WO1995014543A1 (en) * | 1993-11-29 | 1995-06-01 | Mobil Oil Corporation | A method for disposing of drilling wastes |
| US5463165A (en) * | 1993-12-20 | 1995-10-31 | Mobil Oil Corporation | Scrubbing of oilfield waste gas in subterranean formations |
| US5439058A (en) * | 1994-03-11 | 1995-08-08 | Pall Corporation | Method of cleaning an oil or gas well |
| US5730871A (en) * | 1996-06-03 | 1998-03-24 | Camco International, Inc. | Downhole fluid separation system |
| US5700438A (en) * | 1996-08-05 | 1997-12-23 | Miller; John C. | Process for removal of H2S from gas processing streams |
-
1998
- 1998-03-13 GB GB9918639A patent/GB2337783B/en not_active Expired - Fee Related
- 1998-03-13 AU AU70416/98A patent/AU717004B2/en not_active Ceased
- 1998-03-13 CN CN98803024A patent/CN1097135C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1998-03-13 CA CA002281698A patent/CA2281698C/en not_active Expired - Fee Related
- 1998-03-13 EA EA199900826A patent/EA000928B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1998-03-16 US US09/039,992 patent/US6021847A/en not_active Expired - Fee Related
-
1999
- 1999-09-02 NO NO19994271A patent/NO316290B1/no not_active IP Right Cessation
- 1999-09-13 DK DK199901287A patent/DK176080B1/da not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU7041698A (en) | 1998-10-12 |
| CN1097135C (zh) | 2002-12-25 |
| AU717004B2 (en) | 2000-03-16 |
| DK176080B1 (da) | 2006-04-10 |
| NO994271D0 (no) | 1999-09-02 |
| GB9918639D0 (en) | 1999-10-13 |
| EA199900826A1 (ru) | 2000-04-24 |
| NO994271L (no) | 1999-09-02 |
| GB2337783A (en) | 1999-12-01 |
| GB2337783B (en) | 2001-08-29 |
| CN1249796A (zh) | 2000-04-05 |
| CA2281698C (en) | 2005-06-14 |
| US6021847A (en) | 2000-02-08 |
| CA2281698A1 (en) | 1998-09-24 |
| DK199901287A (da) | 1999-09-13 |
| EA000928B1 (ru) | 2000-06-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7093663B1 (en) | Methods to solve alkaline-sulfate scales and related-gases problems | |
| US8591767B2 (en) | Functional fluid and a process for the preparation of the functional fluid | |
| US8656999B2 (en) | Water treatment using a direct steam generator | |
| US7144555B1 (en) | Method and apparatus for hydrogen sulphide removal | |
| US4913236A (en) | Method for inhibiting silica dissolution using phase separation during oil well steam injection | |
| CN104736678A (zh) | 从流体中去除汞的工艺、方法和系统 | |
| EP2850156B1 (en) | Method for removing mercury from fluids | |
| CN114728233A (zh) | 用于从富含h2s和co2的气体混合物诸如地热不凝性气体混合物中减少h2s和co2的方法和系统 | |
| CA2401703A1 (en) | Process for management of industrial wastes | |
| NO316290B1 (no) | Fremgangsmåte for å redusere en mengde av en avfallskomponent for et hydrokarbonfluid som strömmer gjennom et borehull | |
| CA2921154C (en) | Method and apparatus for removing acid-gases from hydrocarbon-bearing saltwater solution | |
| AU714524B2 (en) | Waste component removal from crude oil or gas | |
| US3488092A (en) | Method for producing acid-gas well containing sulfur | |
| US12084615B2 (en) | Chemical compositions and in-situ methods of using same for remediating sulfur-containing compositions and other contaminants in fluids being extracted from the earth | |
| RU2398722C1 (ru) | Способ закачки углеводородов в проницаемый пласт | |
| RU2154147C2 (ru) | Способ вскрытия продуктивного углеводородного пласта бурением | |
| CA2312316C (en) | Method and apparatus for hydrogen sulphide removal | |
| WO1998041728A1 (en) | Removing a waste component from a hydrocarbon fluid | |
| WO1998041727A1 (en) | Waste component removal from crude oil or gas | |
| Birkeland | H2S removal technologies for maturing oil fields with sea water injection | |
| MX2008005998A (en) | Functional fluid and a process for the preparation of the functional fluid |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |