RU2292452C2 - Способ извлечения углеводородов из гидратов - Google Patents
Способ извлечения углеводородов из гидратов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2292452C2 RU2292452C2 RU2004113101/03A RU2004113101A RU2292452C2 RU 2292452 C2 RU2292452 C2 RU 2292452C2 RU 2004113101/03 A RU2004113101/03 A RU 2004113101/03A RU 2004113101 A RU2004113101 A RU 2004113101A RU 2292452 C2 RU2292452 C2 RU 2292452C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrate
- aqueous solution
- hydrocarbon
- alkali metal
- mixture
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 37
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 34
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 title abstract description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 40
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 34
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 30
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 29
- -1 alkali metal salt Chemical class 0.000 claims abstract description 25
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 19
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 12
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- 150000001242 acetic acid derivatives Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 7
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 5
- 239000002274 desiccant Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 58
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 48
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 30
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 17
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical group [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 claims description 7
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 claims description 7
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 3
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052701 rubidium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- IGLNJRXAVVLDKE-UHFFFAOYSA-N rubidium atom Chemical compound [Rb] IGLNJRXAVVLDKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052792 caesium Inorganic materials 0.000 claims 1
- TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N caesium atom Chemical compound [Cs] TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 44
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 abstract description 23
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 40
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 22
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 8
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 7
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M potassium hydroxide Inorganic materials [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 4
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 4
- 239000012925 reference material Substances 0.000 description 4
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 3
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical class [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 231100000584 environmental toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 1
Images
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
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- 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
- E21B41/0099—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 specially adapted for drilling for or production of natural hydrate or clathrate gas reservoirs; Drilling through or monitoring of formations containing gas hydrates or clathrates
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/64—Geostructures, e.g. in 3D data cubes
- G01V2210/647—Gas hydrates
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам извлечения углеводородов, захваченных в пластах гидратов, и, в частности, к способам извлечения природного газа. Технический результат - повышение эффективности и экономичности извлечения углеводородов, захваченных в пластах гидратов. Способ извлечения углеводорода, захваченного в пласте гидрата, включает следующие стадии: (а) введение водного раствора, содержащего от 10 до 75 мас.% формиата или ацетата щелочного металла или смеси двух или более формиатов или ацетатов щелочных металлов, в контакт с пластом гидрата, в результате чего указанный водный раствор обеспечивает высвобождение углеводорода из пласта гидрата с образованием смеси углеводорода и водяного пара; (b) перемещение смеси углеводорода и водяного пара и указанного водного раствора в сепаратор, при этом указанный водный раствор абсорбирует водяной пар из смеси во время стадии перемещения с образованием более разбавленного водного раствора соли щелочного металла, что препятствует образованию гидратов углеводорода; (с) отделение углеводорода от указанного разбавленного водного раствора; (d) восстановление водного раствора, полученного на стадии (а), путем нагрева указанного разбавленного водного раствора для удаления абсорбированного водяного пара; и (е) возвращение восстановленного водного раствора на стадию (а) путем рециркуляции. Применение водного раствора, содержащего от 10 до 75 мас.% формиата любого щелочного металла, или ацетата щелочного металла, или смеси любых двух или более указанных солей в качестве осушителя для углеводорода. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к способам извлечения углеводородов, захваченных в пластах гидратов, и, в частности, к способам извлечения природного газа.
Пласты гидратов представляют собой пример из класса химических соединений, известных как клатратные соединения. Клатратное соединение представляет собой вид соединения, в котором один компонент заключен внутри структуры другого компонента. В пластах гидратов углеводород (такой как природный газ) захвачен в молекулярных подобных клетке структурах, образованных замерзшей водой. Несмотря на то что молекулы воды и молекулы углеводородов не вступают в химическое взаимодействие друг с другом, молекулы углеводородов полностью окружены молекулами воды. Следовательно, структура гидрата должна быть подвергнута диссоциации для освобождения углеводорода. Кубический метр гидрата природного газа, как правило, содержит 160 кубических метров природного газа.
Пласты гидратов можно обнаружить в огромных количествах в земной коре, главным образом в отложениях на морском дне и в регионах мира с вечной мерзлотой. Полагают, что месторождения обычного природного газа находятся под многими из этих пластов гидратов, при этом пласты гидратов, возможно, образовались, когда поднимающийся природный газ сталкивался с подземными водными пластами, которые затем замерзли с образованием гидратов и захватом газа.
Подсчитано, что подземные пласты гидратов, расположенные либо под морским дном, либо на суше, содержат природный газ в количестве, больше чем в два раза превышающем количество природного газа во всех существующих подтвержденных запасах обычных месторождений природного газа. Соответственно существует огромный потенциальный источник энергии, если будет обеспечена возможность извлечения захваченного природного газа из этих пластов гидратов.
Несмотря на то что местоположение расположенных под морским дном пластов гидратов может быть определено сравнительно легко с помощью таких способов, как сейсмическое профилирование морского дна, оказалось, что трудно или, по меньшей мере, очень дорого извлекать газ из пластов гидратов. Были разработаны различные способы решения данной проблемы, которые предусматривают использование нагревания, растворения и снижения давления или комбинации трех процессов.
Тепло может быть использовано для отделения природного газа от пластов гидратов путем введения нагретых растворов в пласт гидратов. Однако такие способы часто оказываются в некоторой степени неосуществимыми на практике из-за потерь тепла, связанных с перемещением теплоносителя с целью нагрева пласта, который расположен на глубине порядка нескольких сотен метров под вечной мерзлотой или нескольких тысяч метров ниже уровня моря. В патенте США 4424866 раскрыт способ добычи природного газа из пластов гидратов газа путем нагнетания горячего перенасыщенного раствора хлорида кальция или бромида кальция под давлением в пласт гидратов с тем, чтобы вызвать гидростатический разрыв пласта, растворить твердый гидрат и высвободить газ. В альтернативном способе нагрева, раскрытом в патенте США 5713416, обеспечивают соединение кислотной жидкости и щелочной жидкости и вступление их в экзотермическую реакцию друг с другом для образования горячего солевого раствора, который нагнетают в пласт гидрата газа с целью разложения гидрата и выделения газа. Оба этих способа являются неэкономичными.
Альтернативное решение рассмотрено в патенте США 4007787 и предусматривает введение в пласт гидрата газа реагентов, снижающих температуру замерзания, таких как метанол, с целью диссоциации гидрата и высвобождения природного газа. Однако данный способ также является дорогостоящим из-за стоимости реагента, снижающего температуру замерзания. Он также является неэффективным, поскольку предложенные реагенты, снижающие температуру замерзания, не снижают температуру замерзания гидрата в такой степени, которая была бы достаточной для высвобождения достаточного количества природного газа.
В патенте США 4007787 раскрыт способ снижения давления, в котором гидрат подвергают диссоциации путем снижения давления окружающей среды. Преимущество этого способа заключается в том, что структура гидрата может быть разрушена при отсутствии необходимости повышения температуры. Тем не менее, способы снижения давления также являются значительно более дорогостоящими по сравнению с обычными способами добычи газа.
В патенте Великобритании GB-А-2250761 раскрыто использование водных композиций полисахаридов при бурении скважин и операциях по добыче нефти и газа. Смеси могут содержать ионные соли. Наличие спирта в водном растворе обеспечивает возможность регулирования температуры фазового перехода без существенного изменения плотности смеси. Этот ссылочный материал не направлен на решение проблемы извлечения углеводородов из пластов гидратов.
В публикации международной заявки WO-А-9726311 раскрыто использование различных смешанных солевых систем, предназначенных для использования в качестве различных текучих сред, используемых при операциях бурения, таких как гидравлический разрыв пласта. В этом ссылочном материале не раскрыто решение конкретных проблем, которые возникают при извлечении углеводородов из отложений гидратов.
Патент США US-A-1866560 относится к способу дегидратации газов путем использования растворов хлорида кальция. В этом документе также не раскрыто решение каких-либо конкретных проблем, которые возникают при извлечении углеводородов из пластов гидратов.
Патент США US-А-4979965 также относится к способу обезвоживания газа, при котором используют солевой раствор, который содержит кристаллы соли, так что концентрация соли не будет существенно уменьшаться во время абсорбции. Этот ссылочный материал не относится к извлечению углеводородов из отложений гидратов.
Публикация международной заявки WO-А-9818542 относится к дегидратации природных газов путем использования состава для дегидратации, содержащего гликоль и растворенную соль. Указанный ссылочный материал не относится к извлечению углеводородов из отложений гидратов.
Даже если будет обеспечена возможность извлечения газообразного углеводорода из гидрата с помощью одного из вышеуказанных способов путем использования нагревания, растворения или снижения давления, могут возникнуть дополнительные проблемы при транспортировании высвобожденного газа в обратном направлении к судну или буровой установке для очистки и хранения. Трудность состоит в том, что высвобожденный газ будет влажным, то есть он будет нести с собой некоторое количество воды и водяного пара из пласта гидрата, а при температурах и давлениях, существующих в зонах ниже уровня моря, водяной пар скорее всего замерзнет, в результате чего произойдет повторное образование гидратов газа, что может привести к блокированию трубопровода.
В соответствии с настоящим изобретением разработан способ извлечения углеводорода, захваченного в пласте гидрата, включающий следующие стадии:
(а) введение водного раствора, содержащего от 10 до 75 мас.% формиата или ацетата щелочного металла или смеси двух или более формиатов или ацетатов щелочных металлов, в контакт с пластом гидрата, в результате чего указанный водный раствор обеспечивает высвобождение углеводорода из пласта гидрата с образованием смеси углеводорода и водяного пара;
(b) перемещение смеси углеводорода и водяного пара и указанного водного раствора в сепаратор, в результате чего указанный водный раствор абсорбирует водяной пар из смеси во время операции перемещения с образованием более разбавленного водного раствора соли щелочного металла, что препятствует образованию гидратов углеводорода;
(с) отделение углеводорода от указанного разбавленного водного раствора;
(d) восстановление водного раствора, полученного на стадии (а), путем нагрева указанного разбавленного водного раствора для удаления абсорбированного водяного пара; и
(е) возвращение восстановленного водного раствора на стадию (а) путем рециркуляции.
Во избежание неопределенности следует указать на то, что фраза "смесь двух или более формиатов или ацетатов щелочных металлов" означает смесь двух или более любых возможных солей, то есть она охватывает (отдельно) следующие смеси: смесь различных формиатов щелочных металлов; смесь различных ацетатов щелочных металлов и смесь формиатов и ацетатов.
Общее количество соли в указанном водном растворе составляет от 10 до 75 мас.%, предпочтительно, по меньшей мере, 40 мас.% и наиболее предпочтительно от 40 до 65 мас.%.
Несмотря на то что формиаты или ацетаты любых из щелочных металлов могут быть использованы в способе по настоящему изобретению, из экономических соображений предпочтительно использовать формиаты или ацетаты калия, натрия, рубидия или цезия. Наиболее предпочтительной солью является формиат калия. Раствор может быть нагрет перед введением его в контакт с пластом гидрата.
Использование водных растворов данных определенных солей обеспечивает ряд преимуществ. Во-первых, водные растворы представляют собой очень эффективные реагенты, снижающие температуру замерзания. Это означает, что отсутствует необходимость в нагреве указанного водного раствора для обеспечения диссоциации гидрата (хотя при некоторых обстоятельствах может оказаться предпочтительным нагреть раствор). Следовательно, указанный водный раствор может быть закачан через породу в зоне вечной мерзлоты при достаточно низкой температуре в пласт гидратов, и при этом он не вызовет таяния этой породы и тем самым риска утечки газа из скважины.
Во-вторых, сами водные растворы определенных солей имеют очень низкие температуры замерзания. Это означает, что указанные водные растворы могут быть использованы при очень низкой температуре, что также позволяет уменьшить риск утечки газа, и при этом не возникает опасность застывания указанного водного раствора в стволе скважины. Кроме того, водные растворы не будут замерзать в резервуарах для хранения при использовании их в чрезвычайно холодной среде, например, такой, которая существует в Арктике.
В-третьих, водные растворы указанных солей обладают дополнительным преимуществом, заключающимся в том, что они обладают способностью абсорбировать пар. В том случае, когда пар, который абсорбируется, представляет собой водяной пар, можно полагать, что указанный водный раствор будет действовать как осушитель. Следовательно, водяной пар, который смешан с высвобожденным природным газом, будет абсорбироваться указанным водным раствором с образованием разбавленного водного раствора и тем самым с высушиванием природного газа. Следствием этого является подавление повторного образования гидратов газа в трубопроводах, ведущих обратно к буровой установке. Кроме того, абсорбция водяного пара указанным водным раствором сопровождается повышением температуры указанного водного раствора, что само по себе действует как фактор, препятствующий образованию гидратов газа.
Наконец, рассматриваемые растворы оказывают очень малое коррозионное воздействие и имеют очень низкую токсичность для окружающей среды.
Как правило, диоксид углерода присутствует в высвобожденном природном газе, и он растворяется в указанном водном растворе и вызывает снижение его водородного показателя рН, в результате чего повышается его коррозионная активность. Эта проблема может быть решена либо путем добавления щелочи (такой как гидроксид калия или натрия, или карбонат калия) в указанный водный раствор, предпочтительно перед возвратом его путем рециркуляции, для повышения водородного показателя рН до значений порядка 8-11, либо, альтернативно, путем добавления антикоррозийной добавки (ингибитора коррозии), такого как силикат натрия, одноатомный спирт, полиатомный спирт, соединение триазола, молибдат щелочного металла или смесь двух или нескольких из этих соединений.
Указанный водный раствор может быть закачан в пласт гидратов через изоляционную рубашку, при этом рубашка имеет слой холодной изоляционной текучей среды, содержащей водный раствор формиата любого щелочного металла или ацетата любого щелочного металла, или смесь любых двух или более формиатов щелочных металлов и ацетатов щелочных металлов. Это создает дополнительное средство для обеспечения того, что порода в зоне вечной мерзлоты не растает, и означает то, что в случае необходимости указанный водный раствор может быть нагрет перед нагнетанием его в пласт гидрата.
Электрический погружной насос может быть размещен в нижней части скважины для снижения давления, действующего на пласт гидрата, или для интенсификации притока больших количеств газа.
Конструкция может быть такой, что будет обеспечиваться циркуляция указанного водного раствора вниз по системе труб, подвешенных в обсаженной скважине, с целью вытеснения указанного разбавленного водного раствора из пластов гидрата, в результате чего уменьшается необходимость либо в нагнетании в скважину, либо в откачивании из скважины. Природный газ, высвобожденный из гидрата, может способствовать перемещению указанного разбавленного водного раствора из гидрата и в трубопровод, в результате чего снижаются расходы на откачивание.
Когда смесь газа и указанного разбавленного водного раствора достигнет буровой установки, эту смесь разделяют и обеспечивают испарение водяного пара из указанного разбавленного водного раствора для восстановления указанного водного раствора из системы рециркуляции и повторного его использования.
Пар, образующийся при восстановлении указанного водного раствора, может быть использован для нагрева указанного водного раствора для повторного нагнетания с целью повышения степени диссоциации гидрата. В альтернативном варианте пар может быть использован для удовлетворения других потребностей в нагреве или выработке энергии.
В предпочтительном варианте осуществления раствор соли (например, формиата калия) закачивают вниз в одиночную скважину, пробуренную в гидрате природного газа, а газ и воду, образующиеся за счет диссоциации гидрата, добывают из этой одиночной скважины по концентрической трубе. Ствол, пробуренный от поверхности, может пересекать пласт гидрата в вертикальном направлении или может быть пробурен в виде наклонного или горизонтального ствола в соответствии с наклоном месторождения.
Во втором предпочтительном варианте осуществления две или несколько скважин могут быть пробурены в отложении гидрата с поверхности, и в пласте гидрата могут быть образованы соединения между ними. Соединительные стволы могут быть пробурены в виде наклонных, горизонтальных стволов или стволов со многими боковыми ответвлениями. Таким образом, солевой раствор может быть закачан через одну скважину, а газ и вода могут быть извлечены из другой(-их) скважины (скважин). Соединительный ствол, проходящий через пласт гидрата, также может потребовать обеспечения опоры для трубы с щелевидными отверстиями или экрана, если окружающий пласт становится рыхлым после диссоциации гидрата.
В еще одном варианте осуществления обоих вышеупомянутых способов при определенных благоприятных геомеханических условиях гидравлический разрыв пласта в горизонтальном направлении может быть осуществлен с тем, чтобы увеличить площадь контакта с жидкостью разрыва в пласте гидрата, что способствует высвобождению захваченного углеводорода, при этом жидкость разрыва содержит водный раствор формиата щелочного металла или ацетата любого щелочного металла, или смесь из двух или более подобных солей. Предпочтительно, если указанная жидкость разрыва имеет тот же состав, что и указанный водный раствор.
Гидравлический разрыв пласта представляет собой хорошо известный способ обеспечения доступа к подземным пластам и интенсификации добычи углеводородов из таких пластов. Жидкость разрыва закачивают с поверхности и вниз скважины, пробуренной в пласте, под достаточно высоким давлением с целью преодоления обычно существующих ограничивающих давлений в пласте и образования трещины в пласте. Созданная трещина будет оставаться открытой до тех пор, пока достаточное количество текучей среды будут закачивать при достаточно высоком давлении, чтобы преодолеть воздействие просачивания текучей среды из стенок образованной трещины.
Специалист в данной области техники может выбрать соответствующие добавки для жидкости разрыва из общеизвестных публикаций предшествующего уровня техники.
Преимущество использования являющихся предметом притязаний водных растворов в качестве жидкостей разрыва заключается в том, что они остаются в виде раствора в образованных трещинах при очень низких температурах, поскольку они имеют значительно более низкие температуры замерзания по сравнению с другими известными водными жидкостями разрыва.
Тем не менее, способ является единственно возможным в тех случаях, когда имеются очень неглубокие пласты гидратов, где возможен гидравлический разрыв пласта в горизонтальном направлении. Как описано выше, температура в горизонтальном разрыве может поддерживаться на очень низком уровне путем использования солевых растворов, описанных в качестве жидкостей разрыва.
Если в пласте гидрата существуют благоприятные вязкоупругие геомеханические условия, например, если пласт находится под большим солевым отложением, поток между двумя скважинами может быть вызван за счет повышения давления в нагнетательной скважине посредством формиата калия при одновременном уменьшении давления в продуктивной скважине.
Во время осуществления процесса важно внимательно следить за тем, каким образом происходит диссоциация гидрата, и за имеющим место в результате этого уменьшением толщины пласта гидрата, особенно в том случае, если под гидратом имеется залежь обычного газа под высоким давлением. В частности, необходимо внимательно следить за тем, чтобы давление не вызвало гидравлического разрыва в расположенных выше пластах, что могло бы привести к выходу газа к поверхности земли или морскому дну.
Разложение гидрата газа приводит к увеличению уровня добычи газа из расположенных ниже газоносных пластов. Уменьшение давления гидратов обеспечивает увеличение добычи по мере того, как происходит разложение.
Ряд предпочтительных вариантов осуществления изобретения будет описан далее со ссылкой на чертежи, в которых:
фиг.1 показывает схему, иллюстрирующую способ согласно изобретению, и
фиг.2 представляет собой схему, иллюстрирующую альтернативный вариант осуществления способа.
Как показано на фиг.1, ствол 8 скважины бурят через непроницаемую покрывающую породу 1 и породу в зоне вечной мерзлоты 2 в пласт 3 гидрата, расположенный над источником 4 природного газа. Ствол 8 скважины имеет обсадную колонну 7, имеющую кольцевое пространство, герметично перекрытое цементом для предотвращения выхода газа из ствола 8 скважины.
В процессе использования нагнетательный насос 15 высокого давления обеспечивает нагнетание водного раствора, содержащего 65 мас.% формиата калия, из нагнетательной магистрали 16 буровой установки через обсадную колонну 7 и в пласт 3 гидрата. Концентрированный раствор формиата калия служит для растворения пласта 3 гидрата, в результате чего создается зона 5 растворения, содержащая природный газ, водяной пар и раствор формиата калия. Эти компоненты нагнетаются вверх по эксплуатационной лифтовой колонне 6 посредством электрического погружного насоса 18 и обратно в буровую установку по трубопроводу 20.
Концентрированный раствор формиата калия абсорбирует водяной пар в трубопроводе 20, тем самым препятствуя образованию гидратов газа.
Смесь природного газа и разбавленного раствора формиата разделяют с помощью сепаратора 9, и большая часть газа транспортируется для отгрузки или хранения по трубопроводу 10.
Разбавленный раствор формиата транспортируется по трубопроводу 11 в испаритель 12, подачу энергии к которому обеспечивают за счет части извлеченного газа. Разбавленный раствор формиата подвергают выпариванию в испарителе 12 для восстановления концентрированного раствора формиата и получения воды. Воду хранят в резервуарах 17, и концентрированный раствор формиата (который теперь находится при повышенной температуре) подают по трубопроводу в теплообменник 14, в котором избыточное тепло либо используют для предварительного нагрева нагнетательной магистрали, либо направляют посредством пара по паропроводу 13 для выработки энергии и/или для другого целевого использования отходящей теплоты.
Перед рециркуляцией достаточное количество гидроксида или карбоната калия добавляют в раствор формиата для стабилизации водородного показателя рН раствора на уровне значений, находящихся в диапазоне от 8 до 11, чтобы уменьшить его коррозионное воздействие. В альтернативном варианте может быть добавлен ингибитор коррозии, например, один из упомянутых выше. После этого концентрированный раствор формиата может быть направлен обратно в ствол скважины для повторного использования.
Как показано на фиг.2, два ствола 8а и 8b скважин пробурены вертикально через непроницаемую покрывающую породу 1 и многолетнемерзлую породу 2 в пласт 3 гидрата, расположенный над источником 4 природного газа. Стволы 8а и 8b скважин имеют соответствующие обсадные колонны 7а и 7b, каждая из которых имеет кольцевое пространство, герметично перекрытое цементом для предотвращения выхода газа соответственно из стволов 8а и 8b скважин. Другие элементы конструкции по фиг.2 работают так же, как в конструкции по фиг.1.
Бурение продолжают в наклонном или горизонтальном направлении в сторону от одной скважины к другой, при этом пересекают пласт гидрата. Это осуществляется для того, чтобы обеспечить возможность циркуляции текучей среды вниз через нагнетательную скважину и обеспечения текучей среды, проходящей вверх по второй скважине, соединенной с нагнетательной скважиной.
Для поддержания целостности горизонтального ствола может оказаться необходимым установить экран с щелевидными отверстиями или перфорированную трубу на всей длине горизонтального ствола. Моделирование источников природного газа может быть использовано для определения комбинированных геомеханических и термодинамических нагрузок, действующих на горизонтальное отверстие, для определения того, необходимы ли подобные меры в каком-либо конкретном случае применения или нет.
Дополнительные многочисленные боковые ответвления скважины могут быть пробурены от вертикального ствола скважины для того, чтобы дополнительно окружить вертикальные скважины с целью увеличения зоны проникновения в пласт гидрата.
Для специалиста в данной области техники очевидно, что возможны многие модификации конструкций, описанных в данной заявке, в пределах объема притязаний приложенной формулы изобретения.
Claims (16)
1. Способ извлечения углеводорода, захваченного в пласте гидрата, включающий следующие стадии:
(a) введение водного раствора, содержащего от 10 до 75 мас.% формиата или ацетата щелочного металла или смеси двух или более формиатов или ацетатов щелочных металлов, в контакт с пластом гидрата, в результате чего указанный водный раствор обеспечивает высвобождение углеводорода из пласта гидрата с образованием смеси углеводорода и водяного пара;
(b) перемещение смеси углеводорода и водяного пара и указанного водного раствора в сепаратор, при этом указанный водный раствор абсорбирует водяной пар из смеси во время стадии перемещения с образованием более разбавленного водного раствора соли щелочного металла, что препятствует образованию гидратов углеводорода;
(c) отделение углеводорода от указанного разбавленного водного раствора;
(d) восстановление водного раствора, полученного на стадии (а), путем нагрева указанного разбавленного водного раствора для удаления абсорбированного водяного пара; и
(e) возвращение восстановленного водного раствора на стадию (а) путем рециркуляции.
2. Способ по п.1, включающий стадию подвергания пласта гидрата гидравлическому разрыву пласта с помощью жидкости разрыва для того, чтобы снизить давление в пласте гидрата и тем самым способствовать высвобождению захваченного углеводорода, при этом жидкость разрыва содержит водный раствор, включающий от 10 до 75 мас.% формиата или ацетата щелочного металла, или смеси двух или более указанных солей.
3. Способ по п.2, в котором указанная жидкость разрыва имеет тот же состав, что и указанный водный раствор по п.1.
4. Способ по п.1, в котором указанный водный раствор содержит, по меньшей мере, 40 мас.% указанной соли.
5. Способ по п.4, в котором указанный водный раствор содержит от 40 до 65 мас.% указанной соли.
6. Способ по п.1, в котором указанный щелочной металл представляет собой калий, натрий, рубидий или цезий.
7. Способ по п.1, в котором указанная соль представляет собой формиат калия.
8. Способ по п.1, в котором указанный водный раствор нагревают перед введением его в контакт с пластом гидрата.
9. Способ по п.1, в котором водный раствор закачивают в пласт гидрата через изоляционную рубашку, при этом рубашка имеет слой изоляционной текучей среды, содержащей водный раствор, который включает формиат любого щелочного металла или ацетат любого щелочного металла, или смесь любых двух или более формиатов щелочных металлов и ацетатов щелочных металлов в количестве от 10 до 75 мас.%.
10. Способ по п.1, в котором в пласте гидрата природного газа бурят одиночную скважину, при этом в скважине имеются концентрические трубы, обеспечивающие наличие, по меньшей мере, двух каналов, причем указанный солевой раствор закачивают вниз, по меньшей мере, по одному из указанных каналов, а газ и воду, образующиеся за счет диссоциации гидрата, извлекают, по меньшей мере, из второго из указанных каналов.
11. Способ по п.10, в котором скважину бурят так, чтобы она пересекала отложение гидрата в вертикальном направлении, или так, чтобы она следовала наклону отложения гидрата.
12. Способ по любому из пп.1-9, в котором две или более скважин бурят в пласте гидрата с поверхности и соединяют соединительными каналами, проходящими между указанными скважинами в пласте гидрата, при этом указанный солевой раствор закачивают вниз, по меньшей мере, через одну указанную скважину, а газ и воду, образующиеся за счет диссоциации гидрата, извлекают, по меньшей мере, из второй указанной скважины через посредство указанных соединительных каналов.
13. Способ по п.12, в котором соединительные каналы являются наклонными, горизонтальными или имеют много боковых ответвлений.
14. Способ по п.12, в котором соединительные каналы снабжены опорами.
15. Способ по п.12, в котором давление создают в, по меньшей мере, одной указанной скважине и в котором пониженное давление создают в, по меньшей мере, одной второй указанной скважине.
16. Применение водного раствора, содержащего от 10 до 75 мас.% формиата любого щелочного металла или ацетата щелочного металла, или смеси любых двух или более указанных солей в качестве осушителя для углеводорода.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB0123409.5 | 2001-09-28 | ||
| GBGB0123409.5A GB0123409D0 (en) | 2001-09-28 | 2001-09-28 | Method for the recovery of hydrocarbons from hydrates |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004113101A RU2004113101A (ru) | 2005-09-20 |
| RU2292452C2 true RU2292452C2 (ru) | 2007-01-27 |
Family
ID=9922925
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004113101/03A RU2292452C2 (ru) | 2001-09-28 | 2002-09-27 | Способ извлечения углеводородов из гидратов |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7093655B2 (ru) |
| JP (1) | JP4293906B2 (ru) |
| CN (1) | CN1304728C (ru) |
| CA (1) | CA2462087C (ru) |
| GB (2) | GB0123409D0 (ru) |
| RU (1) | RU2292452C2 (ru) |
| WO (1) | WO2003029612A1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2451171C2 (ru) * | 2008-07-30 | 2012-05-20 | Николай Борисович Болотин | Способ термической разработки газогидратных месторождений и устройство для его реализации |
| RU2489568C1 (ru) * | 2012-03-05 | 2013-08-10 | Александр Валентинович Воробьев | Способ добычи подводных залежей газовых гидратов и подводный добычный комплекс газовых гидратов |
| RU2528806C1 (ru) * | 2013-07-04 | 2014-09-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") | Способ добычи газа из газовых гидратов |
| RU2588522C1 (ru) * | 2015-05-29 | 2016-06-27 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) | Способ добычи газовых гидратов из придонных слоев морей, океанов и озер |
Families Citing this family (64)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6978837B2 (en) * | 2003-11-13 | 2005-12-27 | Yemington Charles R | Production of natural gas from hydrates |
| AU2006234825B2 (en) * | 2005-04-07 | 2011-08-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Recovery of kinetic hydrate inhibitor |
| US7976613B2 (en) * | 2005-08-16 | 2011-07-12 | Woodside Energy Limited | Dehydration of natural gas in an underwater environment |
| CA2734546C (en) * | 2006-02-09 | 2014-08-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Managed pressure and/or temperature drilling system and method |
| CN100360634C (zh) * | 2006-03-08 | 2008-01-09 | 东营市胜广润石油科技有限责任公司 | 一种钻井液用井眼稳定成膜剂及其制备方法 |
| US20100048523A1 (en) * | 2006-04-07 | 2010-02-25 | Bachman Kurtis E | Compounds, Compositions and Methods for Treating Hormone-Dependent Maladies |
| WO2007126676A2 (en) | 2006-04-21 | 2007-11-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | In situ co-development of oil shale with mineral recovery |
| AU2007313396B2 (en) | 2006-10-13 | 2013-08-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Optimized well spacing for in situ shale oil development |
| AU2007313395B2 (en) | 2006-10-13 | 2013-11-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced shale oil production by in situ heating using hydraulically fractured producing wells |
| CA2663650A1 (en) * | 2006-10-13 | 2008-04-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Improved method of developing a subsurface freeze zone using formation fractures |
| AU2007313394B2 (en) | 2006-10-13 | 2015-01-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combined development of oil shale by in situ heating with a deeper hydrocarbon resource |
| US7553996B2 (en) * | 2007-03-06 | 2009-06-30 | Conant Lawrence D | Gas clathrate hydrate compositions, synthesis and use |
| WO2008115356A1 (en) | 2007-03-22 | 2008-09-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Resistive heater for in situ formation heating |
| CA2675780C (en) | 2007-03-22 | 2015-05-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Granular electrical connections for in situ formation heating |
| AU2008253753B2 (en) | 2007-05-15 | 2013-10-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole burners for in situ conversion of organic-rich rock formations |
| CN101680284B (zh) | 2007-05-15 | 2013-05-15 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于原位转化富含有机物岩层的井下燃烧器井 |
| US20080290719A1 (en) | 2007-05-25 | 2008-11-27 | Kaminsky Robert D | Process for producing Hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant |
| US8146664B2 (en) | 2007-05-25 | 2012-04-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Utilization of low BTU gas generated during in situ heating of organic-rich rock |
| US8099997B2 (en) | 2007-06-22 | 2012-01-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Potassium formate gel designed for the prevention of water ingress and dewatering of pipelines or flowlines |
| US8065905B2 (en) * | 2007-06-22 | 2011-11-29 | Clearwater International, Llc | Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression |
| US9458370B2 (en) * | 2007-10-03 | 2016-10-04 | Baker Hughes Incorporated | Methods for pre-emptively controlling undesirable water production from an oil or gas well |
| US8082995B2 (en) | 2007-12-10 | 2011-12-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Optimization of untreated oil shale geometry to control subsidence |
| CN102037211B (zh) | 2008-05-23 | 2014-12-17 | 埃克森美孚上游研究公司 | 基本恒定组成气体生产的油田管理 |
| BRPI0914156A2 (pt) * | 2008-06-19 | 2015-10-20 | Mi Llc | produção de hidrocarbonetos gasosos a partir de reservatórios envolvidos de hidratos |
| US8232438B2 (en) * | 2008-08-25 | 2012-07-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system for jointly producing and processing hydrocarbons from natural gas hydrate and conventional hydrocarbon reservoirs |
| WO2010096210A1 (en) | 2009-02-23 | 2010-08-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Water treatment following shale oil production by in situ heating |
| CA2757483C (en) | 2009-05-05 | 2015-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Converting organic matter from a subterranean formation into producible hydrocarbons by controlling production operations based on availability of one or more production resources |
| CN101555784B (zh) * | 2009-06-01 | 2013-04-17 | 李向东 | 一种洁净的天然气开采方法 |
| US8863839B2 (en) | 2009-12-17 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations |
| CN102337895B (zh) * | 2010-07-22 | 2013-11-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种开采海洋天然气水合物的方法与装置 |
| BR112013001022A2 (pt) | 2010-08-30 | 2016-05-24 | Exxonmobil Upstream Res Compony | redução de olefina para geração de óleo por pirólise in situ |
| AU2011296521B2 (en) | 2010-08-30 | 2016-06-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore mechanical integrity for in situ pyrolysis |
| US9328302B2 (en) | 2010-10-27 | 2016-05-03 | Baker Hughes Incorporated | Pipeline hydrate inhibitor and method of reducing hydrates using the hydrate inhibitor |
| WO2012058089A2 (en) | 2010-10-28 | 2012-05-03 | Conocophillips Company | Reservoir pressure testing to determine hydrate composition |
| WO2012149095A2 (en) | 2011-04-27 | 2012-11-01 | Bp Corporation North America Inc. | Apparatus and methods for use in establishing and/or maintaining controlled flow of hydrocarbons during subsea operations |
| RU2578232C2 (ru) | 2011-07-27 | 2016-03-27 | Уорлд Энерджи Системз Инкорпорейтед | Устройства и способы добычи углеводородов |
| CA2845012A1 (en) | 2011-11-04 | 2013-05-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis |
| AU2012350391B2 (en) * | 2011-12-15 | 2016-11-03 | Linc Energy Ltd | UCG channel |
| CN102444396B (zh) * | 2012-01-04 | 2016-08-03 | 李向东 | 一种天然气生产方法 |
| US8770284B2 (en) | 2012-05-04 | 2014-07-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods of detecting an intersection between a wellbore and a subterranean structure that includes a marker material |
| WO2013173579A1 (en) | 2012-05-16 | 2013-11-21 | Chevron U.S.A. Inc. | Process, method, and system for removing mercury from fluids |
| WO2013173593A1 (en) | 2012-05-16 | 2013-11-21 | Chevron U.S.A. Inc. | Process, method, and system for removing heavy metals from fluids |
| CN104284964A (zh) | 2012-05-16 | 2015-01-14 | 雪佛龙美国公司 | 从流体中去除汞的工艺、方法和系统 |
| US9447674B2 (en) | 2012-05-16 | 2016-09-20 | Chevron U.S.A. Inc. | In-situ method and system for removing heavy metals from produced fluids |
| US8748723B1 (en) * | 2013-03-14 | 2014-06-10 | Boveda, Inc. | Humidity control system for wood products |
| US20150027697A1 (en) * | 2013-07-26 | 2015-01-29 | Baker Hughes Incorporated | System and method for producing methane from a methane hydrate formation |
| CA2923681A1 (en) | 2013-10-22 | 2015-04-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process |
| US9394772B2 (en) | 2013-11-07 | 2016-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for in situ resistive heating of organic matter in a subterranean formation |
| KR101924777B1 (ko) * | 2014-03-25 | 2018-12-05 | 현대중공업 주식회사 | 해양플랜트 |
| KR101924778B1 (ko) * | 2014-05-20 | 2018-12-05 | 현대중공업 주식회사 | 해양플랜트 |
| CN104088623B (zh) * | 2014-06-19 | 2015-05-27 | 中国石油大学(华东) | 深水气井测试用水合物自动防治装置与防治方法 |
| CN104018815A (zh) * | 2014-06-27 | 2014-09-03 | 华北水利水电大学 | 海底天然气水合物开采过程控制系统 |
| CN104500031B (zh) * | 2014-11-20 | 2017-03-29 | 中国科学院广州能源研究所 | 天然气水合物地层钻井模拟装置 |
| CA2967325C (en) | 2014-11-21 | 2019-06-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of recovering hydrocarbons within a subsurface formation |
| WO2016127108A1 (en) | 2015-02-07 | 2016-08-11 | World Energy Systems Incorporated | Stimulation of light tight shale oil formations |
| US9750811B2 (en) | 2015-09-15 | 2017-09-05 | Boveda, Inc. | Devices and methods for controlling headspace humidity and oxygen levels |
| WO2017125954A1 (en) * | 2016-01-22 | 2017-07-27 | Council Of Scientific & Industrial Research | A process for dissociation of hydrates in presence of additives or hydrate dissociation promoters |
| WO2018071706A1 (en) | 2016-10-12 | 2018-04-19 | Lissa Biesecker Longacre | Container and closure assembly with predetermined humidity and related method |
| CN110344801B (zh) * | 2018-04-03 | 2021-05-25 | 威海海冰能源科技有限公司 | 用于可燃冰开采的压裂作业方法、开采方法和开采系统 |
| CN109488260B (zh) * | 2018-12-17 | 2020-12-11 | 吉林大学 | 采用含防膨剂压裂液提高天然气水合物开采效率的方法 |
| CN111734358B (zh) * | 2020-06-29 | 2021-12-07 | 陕西工业职业技术学院 | 一种冻土区可燃冰综合开采方法 |
| US11518924B2 (en) * | 2020-11-05 | 2022-12-06 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of dissolving gas hydrates |
| US11466195B2 (en) * | 2020-11-05 | 2022-10-11 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of dissolving gas hydrates |
| CN117266820B (zh) * | 2023-11-21 | 2024-01-23 | 太原理工大学 | 一种基于液氮冷却储层的水压裂缝扩展方位控制方法 |
Family Cites Families (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1866560A (en) | 1928-03-05 | 1932-07-12 | Cons Gas Company Of New York | Dehydration of gas |
| US3930539A (en) * | 1975-05-08 | 1976-01-06 | Curtis Arvel C | Method of obtaining increased production in wells |
| US4007787A (en) | 1975-08-18 | 1977-02-15 | Phillips Petroleum Company | Gas recovery from hydrate reservoirs |
| US4265311A (en) * | 1979-03-08 | 1981-05-05 | Halliburton Company | Methods of water flooding and fracturing using clean, non-damaging fracturing fluids |
| US4424866A (en) | 1981-09-08 | 1984-01-10 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Method for production of hydrocarbons from hydrates |
| US4681372A (en) * | 1986-02-11 | 1987-07-21 | Mcclure William L | Deep sea mining apparatus |
| SE464853B (sv) | 1988-08-01 | 1991-06-24 | Ahlstroem Foeretagen | Foerfarande foer avfuktning av en gas, speciellt luft |
| GB2250761A (en) | 1990-12-06 | 1992-06-17 | Shell Int Research | Aqueous polysaccharide compositions and their use |
| GB9123794D0 (en) * | 1991-11-08 | 1992-01-02 | Atkinson Stephen | Vapour absorbent compositions |
| US5725637A (en) * | 1994-03-21 | 1998-03-10 | Gas Research Institute | Gas dehydration process |
| US6100222A (en) | 1996-01-16 | 2000-08-08 | Great Lakes Chemical Corporation | High density, viscosified, aqueous compositions having superior stability under stress conditions |
| US5713416A (en) | 1996-10-02 | 1998-02-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of decomposing gas hydrates |
| US6076278A (en) * | 1997-12-18 | 2000-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drying pipelines |
| SE514022C2 (sv) * | 1998-03-23 | 2000-12-11 | Perstorp Ab | En blandad formiat- och bromidsaltlösning för användning i borrvätskor |
| FR2792997B1 (fr) * | 1999-04-29 | 2001-06-29 | Inst Francais Du Petrole | Formulation d'additifs pour ameliorer le transport d'effluents petroliers susceptibles de contenir des hydrates et procede utilisant cette formulation |
| DE19920152C1 (de) * | 1999-05-03 | 2000-10-12 | Clariant Gmbh | Additive zur Inhibierung der Gashydratbildung und deren Verwendung |
| DE19935063A1 (de) * | 1999-07-28 | 2001-02-01 | Basf Ag | Pfropfpolymerisate als Gashydratinhibitoren |
| US6596911B2 (en) * | 2000-02-22 | 2003-07-22 | Baker Hughes Incorporation | Composition and method for inhibition of formation of gas hydrates |
| DE10114638C1 (de) * | 2001-03-24 | 2002-05-23 | Clariant Gmbh | Additive zur Inhibierung der Gashydratbildung und deren Verwendung |
-
2001
- 2001-09-28 GB GBGB0123409.5A patent/GB0123409D0/en not_active Ceased
-
2002
- 2002-09-27 WO PCT/GB2002/004382 patent/WO2003029612A1/en active Application Filing
- 2002-09-27 CN CNB028202538A patent/CN1304728C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2002-09-27 JP JP2003532804A patent/JP4293906B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2002-09-27 RU RU2004113101/03A patent/RU2292452C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2002-09-27 CA CA2462087A patent/CA2462087C/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-09-27 GB GB0408798A patent/GB2398328B/en not_active Expired - Fee Related
-
2004
- 2004-03-24 US US10/807,152 patent/US7093655B2/en not_active Expired - Fee Related
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2451171C2 (ru) * | 2008-07-30 | 2012-05-20 | Николай Борисович Болотин | Способ термической разработки газогидратных месторождений и устройство для его реализации |
| RU2489568C1 (ru) * | 2012-03-05 | 2013-08-10 | Александр Валентинович Воробьев | Способ добычи подводных залежей газовых гидратов и подводный добычный комплекс газовых гидратов |
| RU2528806C1 (ru) * | 2013-07-04 | 2014-09-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") | Способ добычи газа из газовых гидратов |
| RU2588522C1 (ru) * | 2015-05-29 | 2016-06-27 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) | Способ добычи газовых гидратов из придонных слоев морей, океанов и озер |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB0123409D0 (en) | 2001-11-21 |
| US7093655B2 (en) | 2006-08-22 |
| CA2462087C (en) | 2010-11-09 |
| WO2003029612A1 (en) | 2003-04-10 |
| CA2462087A1 (en) | 2003-04-10 |
| GB2398328B (en) | 2005-06-08 |
| JP2005504169A (ja) | 2005-02-10 |
| RU2004113101A (ru) | 2005-09-20 |
| GB0408798D0 (en) | 2004-05-26 |
| JP4293906B2 (ja) | 2009-07-08 |
| CN1568394A (zh) | 2005-01-19 |
| US20040198611A1 (en) | 2004-10-07 |
| GB2398328A (en) | 2004-08-18 |
| CN1304728C (zh) | 2007-03-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2292452C2 (ru) | Способ извлечения углеводородов из гидратов | |
| Alagorni et al. | An overview of oil production stages: enhanced oil recovery techniques and nitrogen injection | |
| EP0834541B1 (en) | Method of decomposing gas hydrates | |
| US2813583A (en) | Process for recovery of petroleum from sands and shale | |
| Holm | CO2 flooding: its time has come | |
| US6668554B1 (en) | Geothermal energy production with supercritical fluids | |
| CA2672487C (en) | Preconditioning an oilfield reservoir | |
| Portier et al. | Chemical stimulation techniques for geothermal wells: experiments on the three-well EGS system at Soultz-sous-Forêts, France | |
| US3759328A (en) | Laterally expanding oil shale permeabilization | |
| Bachu et al. | Acid-gas injection in the Alberta basin, Canada: a CO2-storage experience | |
| US4424866A (en) | Method for production of hydrocarbons from hydrates | |
| US20150107833A1 (en) | Recovery From A Hydrocarbon Reservoir | |
| BR112015029265B1 (pt) | Fluido de tratamento de agente quelante espumado, e, métodos para tratamentos de intensificação da produção | |
| JP2015519418A (ja) | アルカリ土類金属硫酸塩を含む堆積物の溶解方法 | |
| Kudapa et al. | Heavy oil recovery using gas injection methods and its challenges and opportunities | |
| Bachu et al. | Deep injection of acid gas in Western Canada | |
| Goodyear et al. | Subsurface issues for CO2 flooding of UKCS reservoirs | |
| RU2349742C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| Peavy et al. | Hydrate formation/inhibition during deepwater subsea completion operations | |
| Doleschall et al. | Review of the 30 years’ experience of the CO2 imported oil recovery projects in Hungary | |
| SU1730439A1 (ru) | Способ эксплуатации геотермальных циркул ционных систем | |
| Gao | Carbonated water injection revisited | |
| RU2154157C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| US11834927B2 (en) | Method for preventing saline scale in low-activity, aqueous-phase reservoir wells and its use | |
| RU2065037C1 (ru) | Способ подземного выщелачивания калийных солей |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130928 |