RU2370642C2 - Добыча свободного газа конверсией газового гидрата - Google Patents
Добыча свободного газа конверсией газового гидрата Download PDFInfo
- Publication number
- RU2370642C2 RU2370642C2 RU2007115077/03A RU2007115077A RU2370642C2 RU 2370642 C2 RU2370642 C2 RU 2370642C2 RU 2007115077/03 A RU2007115077/03 A RU 2007115077/03A RU 2007115077 A RU2007115077 A RU 2007115077A RU 2370642 C2 RU2370642 C2 RU 2370642C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrate
- gas
- releasing agent
- hydrocarbon
- carbon dioxide
- Prior art date
Links
- 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 title claims abstract description 49
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 title description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 92
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 62
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 59
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 41
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 33
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 31
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 31
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 29
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 29
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 24
- GQPLMRYTRLFLPF-UHFFFAOYSA-N Nitrous Oxide Chemical compound [O-][N+]#N GQPLMRYTRLFLPF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000001272 nitrous oxide Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000001307 helium Substances 0.000 claims abstract description 3
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 229910052754 neon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- GKAOGPIIYCISHV-UHFFFAOYSA-N neon atom Chemical compound [Ne] GKAOGPIIYCISHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 38
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 4
- VTVVPPOHYJJIJR-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide;hydrate Chemical compound O.O=C=O VTVVPPOHYJJIJR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 33
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 19
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 12
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 11
- -1 natural gas hydrates Chemical class 0.000 description 8
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 7
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 5
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 5
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 5
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 3
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 230000000887 hydrating effect Effects 0.000 description 2
- 239000002343 natural gas well Substances 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000003034 coal gas Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 1
- 230000000368 destabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical class C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000002269 spontaneous effect Effects 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
- 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
- E21B41/0064—Carbon dioxide sequestration
-
- 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/08—Production of synthetic natural gas
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
- C10L3/107—Limiting or prohibiting hydrate 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
- 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
-
- 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
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
- C10L2290/14—Injection, e.g. in a reactor or a fuel stream during fuel production
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/70—Combining sequestration of CO2 and exploitation of hydrocarbons by injecting CO2 or carbonated water in oil wells
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к способам добычи углеводородов из подземного пласта, извлечения свободного газа из природных залежей газовых гидратов и изоляции - секвестрации парниковых газов в подземных пластах. Обеспечивает повышение эффективности способов. Сущность изобретения: приводят в контакт газовый гидрат и высвобождающий агент, осуществляют обмен высвобождающего агента и углеводорода в газовом гидрате с образованием гидрата высвобождающего агента и высвобожденного углеводорода. При этом на вышеупомянутых стадиях температуру или давление газового гидрата не повышают более чем на 10%. По одному из способов высвобожденный углеводород может быть извлечен из подземного канала. По другому способу высвобождающий агент может быть изолирован в подземных пластах - секвестирован. В качестве высвобождающего агента может быть принят диоксид углерода, закись азота или смеси диоксида углерода с закисью азота, азотом, гелием, неоном или их сочетания. В качестве высвобожденного углеводорода может быть принят метан. 3 н. и 13 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Один аспект настоящего изобретения относится к добыче углеводородов из подземного пласта. Другой аспект изобретения относится к способу извлечения свободного газа из природных залежей газовых гидратов. Еще один аспект изобретения включает способ изоляции парниковых газов в подземных пластах.
Газовые гидраты представляют собой кристаллические твердые вещества, состоящие из молекул газа, окруженных каркасом из молекул воды. Данные молекулы газа обычно представляют собой молекулы легких углеводородов (C1-C4). Газовые гидраты образуют твердую фазу при давлениях выше и температурах ниже, чем те, которые необходимы для образования льда. Первоначально газовые гидраты считали источником помех в нефтегазовой промышленности, поскольку они спонтанно образуются в нефте- и газопроводах, что препятствовало бы течению нефти по трубопроводу.
Однако в последние годы залежи природных газовых гидратов привлекают внимание как альтернативный источник топлива для энергетической промышленности. Наряду с нетрадиционными резервуарами, обнаруженными в вечной мерзлоте и в придонных отложениях глубоководных морских сред, крупные природные залежи газовых гидратов найдены вблизи многих существующих нефтяных залежей. По оценкам некоторых источников только в одних Соединенных Штатах количество метана, содержащегося в природных залежах гидрата метана, в 200 раз больше количества, приходящегося на свободный метан залежей природного газа. Кроме того, приблизительно подсчитано, что количество энергии, которое потенциально возможно получить из залежей гидратов природного газа, вдвое больше суммарного количества энергии, которое можно получить из обнаруженных в настоящее время залежей нефти, угля и природного газа.
Общепринятые способы извлечения природного газа из газовых гидратов включают воздействие нагревания и/или пониженного давления на газовые гидраты с целью высвобождения природного газа. Однако существуют две основные проблемы, присущие данным общепринятым способам. Во-первых, они требуют подвода к системе значительного количества энергии, что ведет к высоким затратам на извлечение. Во-вторых, они дестабилизируют гидратные пласты, поскольку как сброс давления, так и подвод тепла вызывают плавление гидрата. Это может вести к дестабилизации и/или к внезапному обрушению отложений, которые содержат гидраты, и других близлежащих подземных пластов. Так как обычно газовые гидраты извлекают около залежей нефти и природного газа, такая нестабильность может приводить к затруднениям при извлечении нефти и природного газа.
Актуальная проблема, несвязанная с извлечением газовых гидратов, относится к выбросам парниковых газов в атмосферу Земли. Многие современные промышленные производства вырабатывают парниковые газы, особенно диоксид углерода, в чрезмерных количествах, что в случае их непрерывного выброса в атмосферу может способствовать катастрофическим изменениям климата. Однако удаление избыточных количеств парниковых газов путем постоянного предотвращения выбросов данных газов может быть весьма дорогостоящим. Следовательно, было бы желательно предоставить новый способ изоляции парниковых газов, таких как диоксид углерода, который является более эффективным и экономически выгодным, чем предшествующие способы удаления.
Стремясь к решению данных и других проблем желательно предоставить более экономичный и эффективный способ извлечения газа из гидратов природного газа.
Кроме того, желательно предоставить способ извлечения газа из гидратов природного газа, который не требует воздействия значительного нагрева или пониженного давления на гидраты природного газа.
Кроме того, желательно предоставить способ извлечения газа из гидратов природного газа, который не дестабилизирует гидратный пласт.
Кроме того, желательно предоставить способ постоянной изоляции значительных количеств диоксида углерода.
Необходимо отметить, что все вышеперечисленные требования необходимо удовлетворить при помощи изобретения, описанного в приведенной здесь формуле изобретения, и другие задачи и преимущества настоящего изобретения будут ясны из нижеследующего описания изобретения и прилагаемой формулы изобретения.
В соответствии с одним осуществлением настоящего изобретения предоставлен способ, по которому из пласта гидрата природного газа высвобождают углеводороды без существенного плавления пласта гидрата природного газа.
В соответствии с другим осуществлением данного изобретения предоставлен способ высвобождения углеводородов из газового гидрата, включающего углеводород, связанный с твердофазной водой. Способ изобретения включает замещение углеводорода высвобождающим агентом с целью высвобождения углеводорода из твердофазной воды, что приводит к получению замещенного гидрата, включающего высвобождающий агент, связанный с твердофазной водой.
В соответствии с другим осуществлением изобретения предоставлен способ добычи углеводородов из подземных газовых гидратов, расположенных вблизи подземного канала. Способ включает (a) введение высвобождающего агента в подземный канал; (b) приведение высвобождающего агента в контакт с газовым гидратом, что тем самым приводит к высвобождению углеводорода в канал без плавления газового гидрата; и (c) извлечение из канала высвобожденного углеводорода.
Предпочтительные осуществления изобретения подробно описаны ниже со ссылкой на прилагаемые иллюстрирующие чертежи, где:
на фиг.1 представлен пояснительный чертеж, схематически иллюстрирующий замещение метана в гидрате метана на диоксид углерода, служащий высвобождающим агентом, что тем самым приводит к гидрату диоксида углерода и свободному метану; и
на фиг.2 представлен пояснительный чертеж, иллюстрирующий одно осуществление данного изобретения, используемого для высвобождения газа из гидратного пласта, расположенного вблизи нефтяной скважины или скважины природного газа.
Согласно настоящему изобретению газ удаляют из газового гидрата приведением в контакт гидрата с высвобождающим агентом. Когда высвобождающий агент контактирует с газовым гидратом, высвобождающий агент самопроизвольно замещает газ в гидратной структуре. Данное самопроизвольное замещение газа высвобождающим агентом в гидратной структуре высвобождает газ из гидратной структуры без плавления гидратной структуры.
Газовый гидрат, приводимый в контакт с высвобождающим агентом, предпочтительно включает углеводород, заключенный в твердофазной воде. Более предпочтительно газовый гидрат представляет собой гидрат легких углеводородов (C1-C4). Наиболее предпочтительно газовый гидрат представляет собой гидрат метана. В одном осуществлении газовый гидрат представляет собой природный гидрат, содержащийся в пористом подземном пласте. Данный пласт мог бы включать пористую породу или отложения, которым сопутствуют подходящие термобарические условия, необходимые для образования гидратов природного газа.
Приводимый в контакт с газовым гидратом высвобождающий агент предпочтительно представляет собой соединение, которое формирует термодинамически более стабильную гидратную структуру, чем газ, первоначально содержащийся в гидратной структуре, поэтому высвобождающий агент самопроизвольно (то есть не нуждаясь в подводе энергии) замещает газ в газовом гидрате, не требуя значительного изменения температуры, давления или объема гидрата. Гидрат высвобождающего агента, состоящий из связанного с твердофазной водой высвобождающего агента, является термодинамически более стабильным, чем исходный гидрат природного газа, если реакция, в которой высвобождающий агент замещает газ, благоприятствует образованию гидрата высвобождающего агента. Рассчитав значение свободной энергии Гиббса образования каждого гидрата, взяв за основу теплоту образования газового гидрата и гидрата высвобождающего агента в естественных условиях, в которых находится газовый гидрат, можно сравнить термодинамическую стабильность исходного гидрата природного газа и гидрата высвобождающего агента. Если значение свободной энергии Гиббса для образования гидрата высвобождающего агента меньше, чем значение свободной энергии Гиббса для образования газового гидрата, то реакция благоприятствует высвобождающему агенту. Предпочтительно значение свободной энергии Гиббса способствует тому, что образование гидрата высвобождающего агента преобладает над образованием газового гидрата, по меньшей мере, примерно на 2%, более предпочтительно, по меньшей мере, примерно на 5% и наиболее предпочтительно, по меньшей мере, на 10%. Данное замещение газа в гидратной структуре высвобождающим агентом приводит к высвобождению газа из гидрата.
Относительную термодинамическую стабильность гидрата высвобождающего агента также можно определить путем сопоставления диапазонов температур и давлений, в пределах которых он является стабильным, с диапазонами температур и давлений, в пределах которых стабилен газовый гидрат. Если гидрат высвобождающего агента при неизменном давлении стабилен при более высоких температурах, чем газовый гидрат, и если при неизменной температуре гидрат высвобождающего агента стабилен при меньшем давлении, чем газовый гидрат, то высвобождающий агент образует термодинамически более стабильную гидратную структуру, чем газ. Следовательно, применение такого высвобождающего агента, который образует термодинамически более стабильный гидрат, может сделать возможным высвобождение газа без плавления гидрата и без дестабилизации гидратной структуры. В итоге любые изменения температуры или давления гидратной структуры будут минимальными, так что согласно наиболее вероятной оценке изменения температуры составят менее чем 10% по шкале в Цельсиях и изменения давления составят менее чем 10% по шкале в Паскалях. Кроме того, поскольку в ходе замещения исходного газа замещающим агентом происходит либо лишь незначительное плавление гидрата, либо плавление гидрата не происходит совсем, то любое изменение объема будет минимальным, составляющим согласно наиболее вероятной оценке менее чем 10%.
Высвобождающий агент, контактирующий с газовым гидратом, предпочтительно представляет собой малую, полярную молекулу, у которой размер и химическое взаимодействие с молекулами воды гидрата таковы, что высвобождающий агент образует такую же или подобную гидратную структуру, что и гидрат метана. Высвобождающий агент также предпочтительно находится в виде жидкой фазы при контакте с газовым гидратом. Предпочтительно высвобождающий агент имеет молекулярный диаметр в диапазоне от примерно 1 до примерно 8 ангстрем, более предпочтительно от 2 до 5 ангстрем. Далее предпочтительно, чтобы молекулярный диаметр высвобождающего агента находился в пределах примерно 100% молекулярного диаметра метана, более предпочтительно - в пределах 50% молекулярного диаметра метана. Высвобождающий агент предпочтительно выбирают из группы, состоящей из диоксида углерода, закиси азота и их смесей. Наиболее предпочтительно высвобождающий агент представляет собой диоксид углерода в виде жидкой фазы. Смеси диоксида углерода с малыми количествами других газов, таких как азот, гелий и неон, также могут быть использованы как высвобождающий агент. Однако предпочтительно, чтобы контактирующий с газовым гидратом высвобождающий агент включал, по меньшей мере, примерно 50 мольных процентов диоксида углерода, более предпочтительно включал, по меньшей мере, 90 мольных процентов диоксида углерода. Когда гидрат природного газа контактирует с высвобождающим агентом, предпочтительно, чтобы высвобождающий агент имел ту же или близкую к ней температуру, что и исходный гидрат природного газа, предпочтительно, имел температуру в диапазоне примерно 10°C относительно температуры исходного гидрата природного газа.
Обращаясь теперь к фиг.1, в предпочтительном осуществлении способа изобретения жидкий диоксид углерода 10 приводят в контакт с гидратом 12 метана, что приводит к образованию гидрата 14 диоксида углерода и высвобождению свободного метана 16 без плавления гидрата. Не ограничиваясь теорией, полагают, что данная реакция происходит самопроизвольно, поскольку значение свободной энергии Гиббса для замещения метана диоксидом углерода в гидрате благоприятствует гидрату диоксида углерода на несколько ккал/моль, если исходить из теплоты образования обоих гидратов при температуре и давлении в стандартных условиях.
Настоящее изобретение может быть применено в системе, представленной на фиг.2. На фиг.2 изображена скважина 18 для добычи нефти или природного газа, которая модифицирована для применения принципов настоящего изобретения. Скважина 18 обычно включает надземную часть 20 и обсадную трубу 22. Скважину 18 ранее использовали для добычи нефти и/или газа из подземного резервуара 24 через находящиеся на большей глубине отверстия 26 в обсадной трубе 22. После прекращения добычи нефти и/или газа из подземного пласта 24 пробку 28 вставляют в обсадную трубу 22 выше отверстий 26 и непосредственно ниже пласта 30 гидрата метана. Верхние отверстия 32 создают в обсадной трубе 22 выше пробки 28 и вблизи гидратного пласта 30. Как только пробка 28 и отверстия 32 установлены должным образом, жидкий диоксид углерода из питающего источника 34 диоксида углерода может быть введен в обсадную трубу 22 с помощью нагнетателя 36 диоксида углерода. Жидкий диоксид углерода, введенный в обсадную трубу 22, затем выпускают из обсадной трубы 22 в гидратный пласт 30 через верхние отверстия 32. Как подробно описано выше, когда диоксид углерода контактирует с гидратами метана гидратного пласта 30, молекулы диоксида углерода самопроизвольно замещают молекулы метана в гидратной структуре, высвобождая тем самым свободный газообразный метан без плавления гидратного пласта 30. Высвобожденный свободный газообразный метан течет в обратном направлении к обсадной трубе 22 и поступает в обсадную трубу 22 через отверстия 32. Высвобожденный свободный газообразный метан затем может быть откачан из обсадной трубы 22 с помощью нагнетателя 38 метана. Извлеченный газообразный метан можно хранить на месте в хранилище 40 метана или немедленно транспортировать за пределы участка добычи для дальнейшей переработки. Диоксид углерода, использованный для замещения/высвобождения метана, непрерывно изолируют в подземном гидратном пласте.
Стадии нагнетания диоксида углерода в гидратный пласт 30 и извлечения высвобожденного метана могут быть повторены до тех пор, пока количество свободного газообразного метана не уменьшится до уровня, который делает дальнейшую добычу экономически невозможной. Вышеупомянутые стадии предпочтительно повторяют до тех пор, пока, по существу, весь метан гидратного пласта не будет извлечен. Поскольку в гидратном пласте диоксид углерода является термодинамически более предпочтительным, чем метан, то для извлечения метана нет необходимости подвергать данный пласт воздействию пониженного давления или нагреву. Следовательно, гидрат внутри пласта не расплавится, и не будет происходить дестабилизация гидратного пласта.
Вышеприведенное описание со ссылкой на фиг.2 описывает способ извлечения метана из гидратов природного газа применительно к существующей, истощенной нефтяной скважине или истощенной скважине природного газа. Следует понимать, что система по настоящему изобретению может быть легко применена для извлечения метана из гидратов природного газа в месте расположения скважины до начала добычи нефти и природного газа. Кроме того, система по настоящему изобретению могла бы быть использована для извлечения метана из гидратов природного газа безотносительно к добыче нефти или природного газа.
Несмотря на то что данное изобретение описано в терминах изложенных предпочтительных осуществлений, специалистами в данной области техники могут быть внесены приемлемые видоизменения и модификации, и такие видоизменения находятся в рамках описанного изобретения и прилагаемой формулы изобретения.
Claims (16)
1. Способ высвобождения углеводорода из газового гидрата, согласно которому:
(а) приводят в контакт газовый гидрат и высвобождающий агент; и
(б) осуществляют обмен высвобождающего агента и углеводорода в газовом гидрате с образованием гидрата высвобождающего агента и высвобожденного углеводорода, где на стадиях (а) и (б) температуру или давление газового гидрата не повышают более чем на 10%.
(а) приводят в контакт газовый гидрат и высвобождающий агент; и
(б) осуществляют обмен высвобождающего агента и углеводорода в газовом гидрате с образованием гидрата высвобождающего агента и высвобожденного углеводорода, где на стадиях (а) и (б) температуру или давление газового гидрата не повышают более чем на 10%.
2. Способ по п.1, где высвобождающий агент представляет собой полярную молекулу, имеющую молекулярный диаметр в диапазоне от примерно 1 до примерно 8 Å.
3. Способ по п.1, где углеводородом является метан.
4. Способ по п.1, где значение свободной энергии Гиббса способствует тому, что образование гидрата высвобождающего агента преобладает, по меньшей мере, примерно на 2% над образованием гидрата углеводорода.
5. Способ по п.1, где высвобождающий агент находится в виде жидкой фазы на стадии а).
6. Способ по п.1, где высвобождающий агент включает диоксид углерода, закись азота или смеси диоксида углерода с закисью азота, азотом, гелием, неоном или их сочетания.
7. Способ добычи углеводородов, согласно которому:
(а) вводят высвобождающий агент в подземный канал, расположенный вблизи газового гидрата;
(б) осуществляют обмен высвобождающего агента и углеводорода в газовом гидрате с образованием гидрата высвобождающего агента и высвобожденного углеводорода, где на стадиях (а) и (б) температуру или давление газового гидрата не повышают более чем на 10%; и
(с) извлекают из подземного канала высвобожденный углеводород.
(а) вводят высвобождающий агент в подземный канал, расположенный вблизи газового гидрата;
(б) осуществляют обмен высвобождающего агента и углеводорода в газовом гидрате с образованием гидрата высвобождающего агента и высвобожденного углеводорода, где на стадиях (а) и (б) температуру или давление газового гидрата не повышают более чем на 10%; и
(с) извлекают из подземного канала высвобожденный углеводород.
8. Способ по п.7, где высвобождающий агент представляет собой полярную молекулу, имеющую молекулярный диаметр в диапазоне от 50 до 100% молекулярного диаметра метана, и углеводородом является метан.
9. Способ по п.7, где углеводород включает метан, а высвобождающий агент включает диоксид углерода.
10. Способ по п.7, где гидрат высвобождающего агента является более стабильным, чем гидрат углеводорода.
11. Способ по п.7, где значение свободной энергии Гиббса способствует тому, что образование гидрата высвобождающего агента преобладает, по меньшей мере, примерно на 2% над образованием гидрата углеводорода.
12. Способ по п.7, где высвобождающий агент включает жидкий диоксид углерода.
13. Способ секвестрации диоксида углерода, согласно которому:
(а) вводят диоксид углерода в подземный пласт, содержащий газовый гидрат; и
(б) осуществляют обмен диоксида углерода и газового гидрата с образованием гидрата диоксида углерода и высвобожденного газа, где на стадиях (а) и (б) температуру или давление газового гидрата не повышают более чем на 10%.
(а) вводят диоксид углерода в подземный пласт, содержащий газовый гидрат; и
(б) осуществляют обмен диоксида углерода и газового гидрата с образованием гидрата диоксида углерода и высвобожденного газа, где на стадиях (а) и (б) температуру или давление газового гидрата не повышают более чем на 10%.
14. Способ по п.13, где высвобожденным газом является метан и по меньшей мере часть диоксида углерода находится в виде жидкой фазы во время стадии (а) и (б).
15. Способ по п.13, в котором способ дополнительно включает стадию (с) отбора высвобожденного газа.
16. Способ по п.13, где высвобожденный газ включает метан.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/948,431 | 2004-09-23 | ||
| US10/948,431 US7222673B2 (en) | 2004-09-23 | 2004-09-23 | Production of free gas by gas hydrate conversion |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007115077A RU2007115077A (ru) | 2008-10-27 |
| RU2370642C2 true RU2370642C2 (ru) | 2009-10-20 |
Family
ID=36072703
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007115077/03A RU2370642C2 (ru) | 2004-09-23 | 2005-09-16 | Добыча свободного газа конверсией газового гидрата |
Country Status (15)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7222673B2 (ru) |
| EP (1) | EP1807604A4 (ru) |
| JP (1) | JP2008514755A (ru) |
| KR (2) | KR101005700B1 (ru) |
| CN (1) | CN101052780B (ru) |
| AR (1) | AR051572A1 (ru) |
| AU (1) | AU2005289982B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0515880A (ru) |
| CA (1) | CA2590423C (ru) |
| CL (1) | CL2010001157A1 (ru) |
| EA (1) | EA011934B1 (ru) |
| NO (1) | NO20072067L (ru) |
| RU (1) | RU2370642C2 (ru) |
| UA (1) | UA85444C2 (ru) |
| WO (1) | WO2006036575A2 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2541354C1 (ru) * | 2013-10-02 | 2015-02-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Центральный институт авиационного моторостроения имени П.И. Баранова" | Установка для получения газа из гидрата газа |
| RU2553664C2 (ru) * | 2010-03-11 | 2015-06-20 | Синвент Ас | Обработка потока жидких углеводородов, содержащего воду |
| RU2607849C1 (ru) * | 2016-02-18 | 2017-01-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Способ добычи природного газа из гидратов |
| RU2693983C2 (ru) * | 2017-12-08 | 2019-07-08 | Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" | Способ добычи природного газа из газогидратной залежи |
Families Citing this family (36)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080072495A1 (en) * | 1999-12-30 | 2008-03-27 | Waycuilis John J | Hydrate formation for gas separation or transport |
| US6978837B2 (en) * | 2003-11-13 | 2005-12-27 | Yemington Charles R | Production of natural gas from hydrates |
| US7165621B2 (en) * | 2004-08-10 | 2007-01-23 | Schlumberger Technology Corp. | Method for exploitation of gas hydrates |
| JP4871279B2 (ja) * | 2005-08-26 | 2012-02-08 | 財団法人電力中央研究所 | ガスハイドレートの生成方法、置換方法及び採掘方法 |
| KR100735841B1 (ko) * | 2006-07-31 | 2007-07-06 | 한국과학기술원 | 천연가스 하이드레이트로부터 메탄가스를 회수하는 방법 |
| NO326573B1 (no) * | 2007-03-21 | 2009-01-12 | Sinvent As | Fremgangsmate og anordning for forbehandling av en strom av fluide hydrokarboner inneholdende vann. |
| EA018879B1 (ru) * | 2008-06-19 | 2013-11-29 | Эм-Ай Эл.Эл.Си. | Добыча газообразных углеводородов из коллекторов с гидратной шапкой |
| 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 |
| US8297356B2 (en) * | 2008-12-31 | 2012-10-30 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system for producing hydrocarbons from a hydrate reservoir using a sweep gas |
| NZ593846A (en) * | 2008-12-31 | 2013-09-27 | Chevron Usa Inc | Method and system for producing hydrocarbons from a hydrate reservoir using available waste heat |
| DE102009007453B4 (de) | 2009-02-04 | 2011-02-17 | Leibniz-Institut für Meereswissenschaften | Verfahren zur Erdgasförderung aus Kohlenwasserstoff-Hydraten bei gleichzeitiger Speicherung von Kohlendioxid in geologischen Formationen |
| JP5523737B2 (ja) * | 2009-05-08 | 2014-06-18 | 一般財団法人電力中央研究所 | 二酸化炭素を利用したメタンハイドレート採掘方法 |
| WO2010145676A1 (en) * | 2009-06-19 | 2010-12-23 | Bergen Teknologioverføring As | Method of creating a carbon dioxide hydrate |
| US8129316B2 (en) | 2009-06-19 | 2012-03-06 | Bergen Teknologioverforing As | Method of creating a carbon dioxide hydrate |
| WO2012021282A1 (en) * | 2010-08-09 | 2012-02-16 | Conocophillips Company | Method for enhanced gas hydrate permeability |
| US9121259B2 (en) * | 2010-08-13 | 2015-09-01 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Storing carbon dioxide and producing methane and geothermal energy from deep saline aquifers |
| CN102454394A (zh) * | 2010-10-15 | 2012-05-16 | 中国海洋石油总公司 | 从天然气水合物中置换出甲烷的方法 |
| WO2012061027A1 (en) * | 2010-10-25 | 2012-05-10 | Conocophillips Company | Selective hydrate production with co2 and controlled depressurization |
| WO2012058089A2 (en) | 2010-10-28 | 2012-05-03 | Conocophillips Company | Reservoir pressure testing to determine hydrate composition |
| DE102010043720A1 (de) | 2010-11-10 | 2012-05-10 | Siemens Aktiengesellschaft | System und Verfahren zum Extrahieren eines Gases aus einem Gas-Hydrat-Vorkommen |
| US9951496B2 (en) | 2011-03-18 | 2018-04-24 | Susanne F. Vaughan | Systems and methods for harvesting natural gas from underwater clathrate hydrate deposits |
| WO2012134840A1 (en) * | 2011-03-29 | 2012-10-04 | Conocophillips Company | Subsea hydrocarbon recovery |
| US9708947B2 (en) | 2013-08-01 | 2017-07-18 | Elwha Llc | Systems, methods, and apparatuses related to vehicles with reduced emissions |
| US9435239B2 (en) | 2013-08-01 | 2016-09-06 | Elwha Llc | Systems, methods, and apparatuses related to vehicles with reduced emissions |
| CN103174407B (zh) * | 2013-03-19 | 2015-07-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | Co2天然气置换乳液置换地层天然气水合物中甲烷的方法 |
| WO2015002544A2 (en) | 2013-07-05 | 2015-01-08 | Energy Research Group As | Method and system for natural gas production |
| US9494064B2 (en) | 2013-08-01 | 2016-11-15 | Elwha Llc | Systems, methods, and apparatuses related to vehicles with reduced emissions |
| US9574476B2 (en) | 2013-08-01 | 2017-02-21 | Elwha Llc | Systems, methods, and apparatuses related to vehicles with reduced emissions |
| US9322250B2 (en) | 2013-08-15 | 2016-04-26 | Baker Hughes Incorporated | System for gas hydrate production and method thereof |
| CN106437653B (zh) * | 2016-09-27 | 2018-07-20 | 大连理工大学 | 一种注生石灰和二氧化碳法的水合物开采及二氧化碳封存联合方法 |
| CN106854984B (zh) * | 2016-11-17 | 2019-03-05 | 大连理工大学 | 一种结合注入热海水增强甲烷开采和二氧化碳封存的天然气水合物置换方法 |
| CN106677745B (zh) * | 2016-12-02 | 2018-10-12 | 中国石油大学(华东) | 一种天然气水合物降压开采和co2埋存结合的工艺方法 |
| WO2019123571A1 (ja) * | 2017-12-20 | 2019-06-27 | 日揮株式会社 | メタンガス生産設備、及びメタンガス生産方法 |
| CN110159233B (zh) * | 2019-06-10 | 2021-07-23 | 中国石油大学(华东) | 一种通过人工致密盖层提高天然气水合物藏采收率的方法 |
| CN111255419B (zh) * | 2020-01-19 | 2022-05-17 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种天然气水合物复合开采方法 |
| CN112253057B (zh) * | 2020-10-09 | 2021-08-10 | 青岛海洋地质研究所 | 孔隙充填型天然气水合物高效率开采方法 |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US526149A (en) * | 1894-09-18 | Valve for steam-pumps | ||
| US492075A (en) * | 1893-02-21 | Machine for making sheet-m etal vessels | ||
| CH677618A5 (ru) * | 1988-01-14 | 1991-06-14 | Sulzer Ag | |
| JPH0525986A (ja) * | 1991-07-19 | 1993-02-02 | Nkk Corp | 投棄二酸化炭素を熱源とする天然ガス採取方法および 装置 |
| US5261490A (en) * | 1991-03-18 | 1993-11-16 | Nkk Corporation | Method for dumping and disposing of carbon dioxide gas and apparatus therefor |
| JPH0671161A (ja) * | 1992-07-30 | 1994-03-15 | Chiyoda Corp | 炭酸ガス固定化方法 |
| US6214175B1 (en) | 1996-12-26 | 2001-04-10 | Mobil Oil Corporation | Method for recovering gas from hydrates |
| US5950732A (en) | 1997-04-02 | 1999-09-14 | Syntroleum Corporation | System and method for hydrate recovery |
| US6028235A (en) | 1997-10-14 | 2000-02-22 | Mobil Oil Corporation | Gas hydrate regassification method and apparatus using steam or other heated gas or liquid |
| JP2000061293A (ja) | 1998-08-18 | 2000-02-29 | Toshiba Corp | メタンハイドレートを燃料として利用するシステム |
| US6267849B1 (en) | 2000-07-14 | 2001-07-31 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Method for the photocatalytic conversion of gas hydrates |
| US20030178195A1 (en) | 2002-03-20 | 2003-09-25 | Agee Mark A. | Method and system for recovery and conversion of subsurface gas hydrates |
| US20040200618A1 (en) | 2002-12-04 | 2004-10-14 | Piekenbrock Eugene J. | Method of sequestering carbon dioxide while producing natural gas |
| US6978837B2 (en) * | 2003-11-13 | 2005-12-27 | Yemington Charles R | Production of natural gas from hydrates |
-
2004
- 2004-09-23 US US10/948,431 patent/US7222673B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-09-16 AU AU2005289982A patent/AU2005289982B2/en not_active Ceased
- 2005-09-16 UA UAA200704416A patent/UA85444C2/ru unknown
- 2005-09-16 JP JP2007533546A patent/JP2008514755A/ja active Pending
- 2005-09-16 CN CN2005800322856A patent/CN101052780B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2005-09-16 RU RU2007115077/03A patent/RU2370642C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-09-16 KR KR1020097014492A patent/KR101005700B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2005-09-16 WO PCT/US2005/032987 patent/WO2006036575A2/en active Application Filing
- 2005-09-16 CA CA2590423A patent/CA2590423C/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-09-16 EA EA200700697A patent/EA011934B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-09-16 BR BRPI0515880-0A patent/BRPI0515880A/pt not_active Application Discontinuation
- 2005-09-16 EP EP05797832A patent/EP1807604A4/en not_active Ceased
- 2005-09-16 KR KR1020077006509A patent/KR100927746B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2005-09-20 AR ARP050103911A patent/AR051572A1/es not_active Application Discontinuation
-
2007
- 2007-04-20 NO NO20072067A patent/NO20072067L/no not_active Application Discontinuation
-
2010
- 2010-10-22 CL CL2010001157A patent/CL2010001157A1/es unknown
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2553664C2 (ru) * | 2010-03-11 | 2015-06-20 | Синвент Ас | Обработка потока жидких углеводородов, содержащего воду |
| RU2541354C1 (ru) * | 2013-10-02 | 2015-02-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Центральный институт авиационного моторостроения имени П.И. Баранова" | Установка для получения газа из гидрата газа |
| RU2607849C1 (ru) * | 2016-02-18 | 2017-01-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Способ добычи природного газа из гидратов |
| RU2693983C2 (ru) * | 2017-12-08 | 2019-07-08 | Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" | Способ добычи природного газа из газогидратной залежи |
| RU2693983C9 (ru) * | 2017-12-08 | 2019-09-02 | Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" | Способ добычи природного газа из газогидратной залежи |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| KR20070060092A (ko) | 2007-06-12 |
| JP2008514755A (ja) | 2008-05-08 |
| EA200700697A1 (ru) | 2007-12-28 |
| EP1807604A4 (en) | 2009-05-13 |
| EA011934B1 (ru) | 2009-06-30 |
| AR051572A1 (es) | 2007-01-24 |
| EP1807604A2 (en) | 2007-07-18 |
| RU2007115077A (ru) | 2008-10-27 |
| CA2590423C (en) | 2011-04-05 |
| US7222673B2 (en) | 2007-05-29 |
| KR100927746B1 (ko) | 2009-11-20 |
| US20060060356A1 (en) | 2006-03-23 |
| BRPI0515880A (pt) | 2008-08-12 |
| UA85444C2 (ru) | 2009-01-26 |
| CA2590423A1 (en) | 2006-04-06 |
| AU2005289982B2 (en) | 2009-06-04 |
| CN101052780A (zh) | 2007-10-10 |
| KR20090090380A (ko) | 2009-08-25 |
| WO2006036575A3 (en) | 2007-03-01 |
| NO20072067L (no) | 2007-04-20 |
| WO2006036575A2 (en) | 2006-04-06 |
| AU2005289982A1 (en) | 2006-04-06 |
| CN101052780B (zh) | 2012-02-15 |
| CL2010001157A1 (es) | 2011-03-18 |
| KR101005700B1 (ko) | 2011-01-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2370642C2 (ru) | Добыча свободного газа конверсией газового гидрата | |
| US7343971B2 (en) | Method for natural gas production | |
| Holm | Evolution of the carbon dioxide flooding processes | |
| Katz | Depths to which frozen gas fields (gas hydrates) may be expected | |
| US20120035405A1 (en) | Method for enhanced gas hydrate permeability | |
| US20120097401A1 (en) | Selective hydrate production with co2 and controlled depressurization | |
| MX2008010950A (es) | Proceso de combustion mejorado en sitio para campo petrolifero. | |
| RU2502863C2 (ru) | Способ и система добычи углеводородов из пласта гидрата с использованием продувочного газа | |
| US3193006A (en) | Petroleum recovery with inert gases | |
| US4635721A (en) | Method of displacing fluids within a gas-condensate reservoir | |
| US8899340B2 (en) | Producing gaseous hydrocarbons from hydrate capped reservoirs | |
| US3871451A (en) | Production of crude oil facilitated by injection of carbon dioxide | |
| US2936030A (en) | Method of producing petroleum from a water drive reservoir | |
| RU2398722C1 (ru) | Способ закачки углеводородов в проницаемый пласт | |
| GB2142957A (en) | Displacing hydrocarbons in subterranean reservoirs | |
| Høgstøl | Injection of CO2 into an aquifer for storage |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110917 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20121220 |
|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20140910 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150917 |