RU2436940C2 - Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты) - Google Patents
Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2436940C2 RU2436940C2 RU2008150470/03A RU2008150470A RU2436940C2 RU 2436940 C2 RU2436940 C2 RU 2436940C2 RU 2008150470/03 A RU2008150470/03 A RU 2008150470/03A RU 2008150470 A RU2008150470 A RU 2008150470A RU 2436940 C2 RU2436940 C2 RU 2436940C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- formation
- oil
- wells
- gas
- Prior art date
Links
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 163
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 137
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 127
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 63
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 36
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 146
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 89
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 33
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 33
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 19
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N carbon disulfide-14c Chemical compound S=[14C]=S QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N 0.000 claims description 14
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 claims description 12
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 10
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 10
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims description 8
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 8
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 8
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 6
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 6
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 5
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims description 4
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims description 4
- -1 white spirit Substances 0.000 claims description 4
- UOCLXMDMGBRAIB-UHFFFAOYSA-N 1,1,1-trichloroethane Chemical compound CC(Cl)(Cl)Cl UOCLXMDMGBRAIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 3
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 3
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000008096 xylene Substances 0.000 claims description 3
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 claims 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims 1
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 abstract description 9
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 200
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 38
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 9
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 5
- 230000012447 hatching Effects 0.000 description 5
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 5
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- 239000003570 air Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N disulfur monoxide Inorganic materials O=S=S TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 1-benzothiophene Chemical class C1=CC=C2SC=CC2=C1 FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N dibenzothiophene Chemical class C1=CC=C2C3=CC=CC=C3SC2=C1 IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 1
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 1
- 230000009469 supplementation Effects 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 description 1
- 150000003577 thiophenes Chemical class 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
- 239000012991 xanthate 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Предложена группа изобретений в отношении системы и вариантов способа добычи нефти и/или газа. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности работы системы. Сущность изобретений: система включает первое множество скважин, рассредоточенных над пластом и второе множество скважин, рассредоточенных над пластом. При этом первое множество скважин снабжено средствами для нагнетания в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, в то время как второе множество скважин снабжено средствами для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени. Второе множество скважин снабжено средствами для нагнетания в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, в то время как первое множество скважин снабжено средствами для добычи нефти и/или газа из пласта в течение второго периода времени. Первое множество скважин имеет в пласте профиль смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, а второе множество скважин имеет профиль притока нефти в пласте, и, кроме того, система характеризуется взаимным перекрытием указанного профиля смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта и указанного профиля притока нефти. Способ включает нагнетание состава, включающего сероуглерод, в пласт в течение первого периода времени из первой скважины. Нагнетание состава с сероуглеродом осуществляют под давлением, превышающим первоначальное давление в пласте, измеренное перед началом нагнетания в пласт сероуглерода, на величину в интервале от 0 до 37000 кПа. Затем осуществляют нагнетание в пласт диоксида углерода в течение второго периода времени из первой скважины с тем, чтобы продавливать состав, включающий сероуглерод, через пласт. Осуществляют добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину. 4 н. и 27 з.п. ф-лы, 8 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к системам и способам для добычи нефти и/или газа.
Уровень техники
Для увеличения объема добычи нефти в месторождениях во всем мире могут быть использованы методы повышения нефтеотдачи пласта (ПНП). Существуют три основных типа методов повышения нефтеотдачи пласта, а именно метод теплового воздействия, метод закачки химреагента/полимера и метод закачки газа, которые могут быть использованы для повышения нефтеотдачи пласта (сверх нефтеотдачи, которая может быть достигнута с помощью обычных способов добычи), обеспечивая, по возможности, увеличение продолжительности эксплуатации месторождения и способствуя увеличению коэффициента извлечения нефти.
Метод теплового воздействия осуществляют посредством подвода теплоты в продуктивный пласт. Наиболее широко практикуемый вид такого воздействия - вытеснение нефти водяным паром, который снижает вязкость нефти так, что она может протекать к продуктивным скважинам. Нагнетание в пласт химических реагентов повышает извлечение нефти за счет уменьшения капиллярных сил, которые удерживают оставшуюся в пласте нефть. Нагнетание в пласт полимеров повышает эффективность вытеснения нефти закачиваемой в пласт водой. Нагнетание в пласт смешивающегося агента действует подобно нагнетанию химических реагентов. За счет закачивания текучей среды, которая смешивается с нефтью, может быть извлечена удерживаемая остаточная нефть.
На фиг.1 представлена известная система 100. Эта система 100 включает пласт 102 месторождения, пласт 104, пласт 106 и пласт 108. Оборудование и устройства 110 для ведения добычи нефти установлены на поверхности. Скважина 112 пересекает пласты 102 и 104 и заканчивается в пласте 106. Часть пласта 106 показана позицией 114. Нефть и газ добывают из пласта 106 через скважину 112 и направляют к оборудованию 110 для ведения добычи. Газ и жидкость отделяют друг от друга, при этом газ запасают в резервуаре 116 для газа, а жидкость - в резервуаре 118 для жидкости.
В патентном документе US 5826656 описан способ извлечения остаточной обводненной нефти из подземного заводненного нефтеносного пласта, через который от земной поверхности пробурена, по меньшей мере, одна скважина, включающий нагнетание в пласт растворителя, смешивающегося с нефтью, в заводненную, содержащую остаточную нефть нижнюю часть нефтеносного пласта через скважину, подготовленную для подачи смешивающегося с нефтью растворителя в указанную нижнюю часть нефтеносного пласта; продолжение подачи смешивающегося с нефтью растворителя в нижнюю часть нефтеносного пласта в течение периода времени, равного, по меньшей мере, одной неделе; повторную подготовку скважины для извлечения смешиваемого с нефтью растворителя и остаточной заводненной нефти из верхней части нефтеносного пласта; и извлечение смешиваемого с нефтью растворителя и остаточной заводненной нефти из верхней части нефтеносного пласта. Пласт предварительно может быть заводнен, и в него может быть закачан смешивающийся с нефтью растворитель. Растворитель также может быть закачан через горизонтальную скважину, а извлечены растворитель и нефть могут быть через большое количество скважин, подготовленных для добычи нефти и извлечения растворителя из верхней части нефтеносного пласта. Патентный документ US 5826656 включен в настоящее описание полностью посредством ссылки.
В рассматриваемой в настоящее время опубликованной заявке на патент США №2006/0254769, имеющей дату публикации - 16.11.2006 и регистрационный номер ТН2616 в книге записи поверенных, описана система, содержащая средства для извлечения нефти и/или газа из пласта, при этом нефть и/или газ включает одно или большее количество серосодержащих соединений; средства для превращения, по меньшей мере, части серосодержащих соединений, содержащихся в добытых нефти и/или газе, в состав, включающий сероуглерод; и средства для выпуска в пласт, по меньшей мере, части состава, включающего сероуглерод. Указанная опубликованная заявка на патент США №2006/0254769 включена в этом описании полностью посредством ссылки.
В данной области техники существует необходимость в усовершенствовании систем и способов для повышения нефтеотдачи пласта с использованием растворителя, например, посредством снижения вязкости, химических эффектов и нагнетания в пласт смешивающегося агента. Существует также необходимость в усовершенствованных системах и способах для нагнетания в пласт смешивающегося с нефтью растворителя.
Сущность изобретения
Согласно одному аспекту настоящее изобретение обеспечивает систему для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающую первое множество скважин, рассредоточенных над пластом; второе множество скважин, рассредоточенных над пластом; при этом первое множество скважин снабжено средствами для нагнетания в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, в то же время второе множество скважин снабжено средствами для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени; причем второе множество скважин снабжено средствами для нагнетания в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, в то время как первое множество скважин снабжено средствами для добычи нефти и/или газа из пласта в течение второго периода времени.
В соответствии со вторым аспектом изобретение обеспечивает способ добычи нефти и/или газа, включающий нагнетание в пласт состава, включающего сероуглерод, в течение первого периода времени из первой скважины; и затем нагнетание в пласт не смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в течение второго периода времени из первой скважины с тем, чтобы продавливать через пласт состав, включающий сероуглерод; и добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину.
Согласно другому аспекту изобретение обеспечивает способ добычи нефти и/или газа, включающий нагнетание в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в течение первого периода времени из первой скважины; добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину в течение первого периода времени; нагнетание в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи в течение второго периода времени через вторую скважину; и добычу нефти и/или газа из пласта через первую скважину в течение второго периода времени.
Преимуществами настоящего изобретения являются одно или более из указанных ниже, а именно:
Усовершенствованные системы и способы для повышения добычи углеводородов из пласта с помощью растворителя.
Усовершенствованные системы и способы для повышения добычи углеводородов из пласта с помощью текучей среды, включающей смешивающийся растворитель.
Улучшенные составы и/или способы для вторичного извлечения углеводородов.
Усовершенствованные системы и способы для повышения нефтеотдачи пласта.
Усовершенствованные системы и способы для повышения нефтеотдачи пласта с использованием смешивающегося растворителя.
Усовершенствованные системы и способы повышения нефтеотдачи пласта с использованием состава, который смешивается с нефтью на месте.
Краткое описание чертежей
Фиг.1 - система для добычи нефти и/или газа.
Фиг.2а - схема размещения скважин.
Фиг.2b и 2с - схема размещения скважин, соответствующая фиг.2а, при осуществлении процессов, обеспечивающих повышение нефтеотдачи пласта.
Фиг.3а-3с - системы для добычи нефти и/или газа.
Фиг.4 - иллюстрация способа добычи нефти и/или газа.
Подробное описание изобретения
На фиг.2а иллюстрируется множество скважин 200 в некоторых воплощениях изобретения. Множество 200 скважин включает группу 202 скважин (показаны горизонтальными линиями штриховки) и группу 204 скважин (показаны диагональными линиями штриховки).
Каждая скважина в группе 202 скважин расположена на расстоянии 230 по горизонтали от соседней скважины в группе 202 скважин. Каждая скважина в группе 202 скважин расположена на расстоянии 232 по вертикали от соседней скважины в группе 202 скважин.
Каждая скважина в группе 204 скважин расположена на расстоянии 236 по горизонтали от соседней скважины в группе 204 скважин. Каждая скважина в группе 204 скважин находится на расстоянии 238 по вертикали от соседней скважины в группе 204 скважин.
Каждая скважина в группе 202 скважин находится на расстоянии 234 от соседних скважин группы 204 скважин. Каждая скважина в группе 204 скважин находится на расстоянии 234 от соседних скважин группы 202 скважин.
В некоторых воплощениях каждая скважина в группе 202 скважин окружена четырьмя скважинами группы 202 скважин.
В некоторых воплощениях расстояние 230 по горизонтали находится в интервале от приблизительно 5 до 1000 метров, или от приблизительно 10 до приблизительно 500 метров, или от приблизительно 20 до приблизительно 250 метров, или от приблизительно от 30 до приблизительно 200 метров, или от приблизительно 50 до приблизительно 150 метров, или от приблизительно 90 до приблизительно 120 метров, или составляет приблизительно 100 метров.
В некоторых воплощениях расстояние 232 по вертикали составляет приблизительно от 5 до 1000 метров, или приблизительно от 10 до приблизительно 500 метров, или от приблизительно 20 до приблизительно 250 метров, или от приблизительно от 30 до приблизительно 200 метров, или от приблизительно 50 до приблизительно 150 метров, или от приблизительно 90 до приблизительно 120 метров, или составляет приблизительно 100 метров.
В некоторых воплощениях расстояние 236 по горизонтали составляет приблизительно от 5 до 1000 метров, или приблизительно от 10 до приблизительно 500 метров, или от приблизительно 20 до приблизительно 250 метров, или от приблизительно от 30 до приблизительно 200 метров, или от приблизительно 50 до приблизительно 150 метров, или от приблизительно 90 до приблизительно 120 метров, или составляет приблизительно 100 метров.
В некоторых воплощениях расстояние 238 по вертикали составляет приблизительно от 5 до 1000 метров, или приблизительно от 10 до приблизительно 500 метров, или от приблизительно 20 до приблизительно 250 метров, или от приблизительно от 30 до приблизительно 200 метров, или от приблизительно 50 до приблизительно 150 метров, или от приблизительно 90 до приблизительно 120 метров, или составляет приблизительно 100 метров.
В некоторых воплощениях расстояние 234 составляет от приблизительно 5 до приблизительно 1000 метров, или приблизительно от 10 до приблизительно 500 метров, или от приблизительно 20 до приблизительно 250 метров, или от приблизительно от 30 до приблизительно 200 метров, или от приблизительно 50 до приблизительно 150 метров, или от приблизительно 90 до приблизительно 120 метров, или составляет приблизительно 100 метров.
В некоторых воплощениях множество скважин 200 может включать в себя от приблизительно 10 до приблизительно 1000 скважин, например, от приблизительно 5 до приблизительно 500 скважин в группе 202 скважин, и от приблизительно 5 до приблизительно 500 скважин в группе скважин 204.
В некоторых воплощениях множество скважин 200, как видно на виде сверху, образовано группой 202 скважин и группой 204 скважин, которые являются вертикальными скважинами, размещенными на определенном расстоянии друг от друга на некотором участке земли. В некоторых воплощениях множество скважин 200, как видно на виде сбоку в поперечном сечении, образовано группой 202 скважин и группой 204 скважин, которые являются горизонтальными скважинами, размещенными в пласте на определенном расстоянии друг от друга.
Добыча нефти и/или газа из подземного пласта посредством множества скважин 200 может быть осуществлена любым известным способом. Подходящие способы включают подводную добычу, поверхностную добычу, первичную, вторичную или третичную добычу. Выбор конкретного способа, используемого для извлечения нефти и/или газа из подземного пласта, не является существенным.
В некоторых воплощениях нефть и/или газ могут быть извлечены из пласта в скважину и протекают по скважине и промысловому трубопроводу к наземному оборудованию. В некоторых воплощениях для увеличения потока нефти и/или газа из пласта может быть использован метод повышения нефтеотдачи пласта с помощью агента, например, водяного пара, воды, поверхностно-активного вещества, полимера и/или смешивающегося агента, например, состава, включающего сероуглерод, или двуокиси углерода.
В некоторых воплощениях добытые из пласта нефть и/или газ могут включать соединение серы. Соединение серы может представлять собой сульфид водорода, меркаптаны, сульфиды и дисульфида, отличающиеся от сероводорода, или гетероциклические соединения серы, например, тиофены, бензотиофены, или дибензотиофены с замещенными и сконденсированными кольцами, или их смеси.
В некоторых воплощениях извлеченное из пласта соединение серы может быть превращено в состав, включающий сероуглерод. Превращение, по меньшей мере, части соединения серы в состав, включающий сероуглерод, может быть осуществлено любым известным способом. Подходящие способы превращения могут включать реакцию окисления соединения серы до серы и/или двуокисей серы, и посредством реакции серы и/или двуокиси серы с углеродом и/или соединением, содержащим углерод, с образованием состава, включающего сероуглерод. Выбор способа, используемого для превращения, по меньшей мере, части соединения серы в состав, включающий сероуглерод, не является существенным.
В некоторых воплощениях состав, содержащий сероуглерод, может быть подходящим смешивающимся агентом для повышения нефтеотдачи пласта. Состав, содержащий сероуглерод, может включать сероуглерод и/или производные сероуглерода, например, тиокарбонаты, ксантогенаты и их смеси; и, необязательно, одно или более из следующих веществ: сульфид водорода, сера, двуокись серы, углеводороды и их смеси.
В некоторых воплощениях подходящий способ получения состава, содержащего сероуглерод, раскрыт в рассматриваемой в настоящее время заявке на патент США с порядковым номером №11/409436, подана 19.04.2006, регистрационный номер ТН2616 в книге записи поверенных. Указанная заявка №11/409436 включена в настоящее описания посредством ссылки.
На фиг.2b иллюстрируется множество скважин 200 для некоторых воплощений изобретения. Множество 200 включает группу 202 скважин (обозначены горизонтальными линиями штриховки) и группа 204 скважин (обозначены диагональными линиями штриховки).
В некоторых воплощениях смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта нагнетают в группу 204 скважин, а нефть добывают из группы 202 скважин. Как показано на фигуре, смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта имеет некоторый профиль 208 нагнетания в пласт, а добыча нефти для группы 202 скважин характеризуется некоторым профилем 206 извлечения нефти.
В некоторых воплощениях смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта нагнетают в группу 202 скважин, а нефть извлекают из группы 204 скважин. Как показано на фигуре, смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта имеет профиль 206 нагнетания, а добыча нефти для группы 204 скважин характеризуется профилем 208 извлечения нефти.
В некоторых воплощениях группа 202 скважин может быть использована для нагнетания смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта, а группа 204 скважин может быть использована для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени; затем группа 204 скважин может быть использована для нагнетания смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта, а группа 202 скважин может быть использована для добычи нефти и/или газа из пласта в течение второго периода времени, при этом первый и второй периоды времени образуют цикл.
В некоторых воплощениях могут быть осуществлены многократные повторяющиеся циклы, которые включают чередование для групп 202 и 204 скважин нагнетания смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта и добычи нефти и/или газа из пласта, при этом в течение первого периода времени одна группа скважин является нагнетательной, а другая - продуктивной, а затем на второй период времени они переключаются.
В некоторых воплощениях один цикл может продолжаться от приблизительно 12 часов до приблизительно 1 года, или от приблизительно 3 дней до приблизительно 6 месяцев, или от приблизительно 5 дней до приблизительно 3 месяцев. В некоторых воплощениях каждый цикл может увеличиваться по времени, например, продолжительность каждого цикла может увеличиваться от приблизительно 5% до приблизительно 10% по сравнению с предшествующим циклом, например, продолжительность цикла может увеличиваться приблизительно на 8%.
В некоторых воплощениях смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта или смесь, включающая смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта, можно нагнетать в начале цикла, а не смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта или смесь, включающую не смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта, можно нагнетать в пласт в конце цикла. В некоторых воплощениях указанное начало цикла может составлять от 10% до приблизительно 80% от продолжительности цикла, или от 20% до приблизительно 60% цикла, или от 25% до приблизительно 40% цикла, а указанный конец цикла может продолжаться остальную часть цикла.
В некоторых воплощениях смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи пласта включают сероуглерод, сероводород, двуокись углерода, октан, пентан, сжиженный нефтяной газ, алифатические углеводороды С2-С6, азот, дизельное топливо, уайт-спирит, сольвент-нафта, растворитель битума, ацетон, керосин, ксилен, трихлорэтан, или смеси двух или более из вышеуказанных агентов, или другие смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи пласта, известные в уровне техники. В некоторых воплощениях подходящие смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи пласта являются смешивающимися при первом контакте или смешивающимися при многократном контакте с нефтью в пласте.
В некоторых воплощениях подходящие не смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи пласта включают воду в виде пара или жидкости, воздух, смеси из двух или более из вышеуказанных агентов, или другие, не смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи пласта, известные в уровне техники. В некоторых воплощениях подходящие не смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи пласта являются не смешивающимися при первом контакте или не смешивающимися при многократном контакте с нефтью в пласте.
В некоторых воплощениях не смешивающиеся и/или смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи пласта, закачиваемые в пласт, могут быть извлечены из добытой нефти и/или газа и вновь закачаны в пласт.
В некоторых воплощениях нефть, находящаяся в пласте перед нагнетанием каких-либо смешивающихся агентов для повышения нефтеотдачи пласта, имеет вязкость, составляющую, по меньшей мере, приблизительно 1000 сантипуаз, или, по меньшей мере, приблизительно 2000 сантипуаз, или, по меньшей мере, приблизительно 5000 сантипуаз, или, по меньшей мере, приблизительно 10000 сантипуаз. В некоторых воплощениях находящаяся в пласте нефть перед нагнетанием каких-либо агентов для повышения нефтеотдачи пласта имеет вязкость вплоть до приблизительно 5000000 сантипуаз, или вплоть до приблизительно 2000000 сантипуаз, или вплоть до приблизительно 1000000 сантипуаз, или вплоть до приблизительно 500000 сантипуаз.
На фиг.2с иллюстрируется множество скважин 200 для некоторых воплощений. Множество 200 включает группу 202 скважин (обозначены горизонтальными заштрихованными линиями) и группу 204 скважин (обозначены диагональными заштрихованными линиями).
В некоторых воплощениях смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи пласта нагнетают в группу 204 скважин, а нефть извлекают из группы 202 скважин. Как показано (на фиг.2с), смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта имеет профиль 208 нагнетания, который частично, с перекрытием 210, перекрывает профиль 206 извлечения нефти, которая притекает к группе 202 скважин.
В некоторых воплощениях смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта нагнетают в группу 202 скважин, а нефть добывают из группы 204 скважин. Как показано, смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта имеет профиль 206 нагнетания, который частично, с некоторым перекрытием 210, перекрывает профиль 208 извлечения нефти, притекающей к группе 204 скважин.
Выпуск, по меньшей мере, части смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта и/или других жидкостей и/или газов может быть осуществлен любым известным методом. Один подходящий метод заключается в нагнетании смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта в один единственный канал в единственной скважине, создании возможности составу, включающему сероуглерод, насыщать пласт, и затем откачивании, по меньшей мере, части состава, включающего сероуглерод, вместе с газом и/или жидкостями. Другой подходящий метод заключается в нагнетании смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта в первую скважину и затем откачивании, по меньшей мере, части смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта вместе с газом и/или жидкостями через вторую скважину. Выбор используемого метода для нагнетания, по меньшей мере, части состава, включающего смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта и/или другие жидкости и/или газы, не является существенным.
В некоторых воплощениях смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта и/или другие жидкости и/или газы могут закачиваться в пласт под давлением, достигающим давления гидроразрыва пласта.
В некоторых воплощениях смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта может быть подмешан к нефти и/или газу в пласте с образованием смеси, которая может быть извлечена из скважины. В некоторых воплощениях в скважину может быть закачано некоторое количество смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта, после чего производят нагнетание в пласт другого компонента с тем, чтобы создать вынужденное перемещение этого состава через пласт. При этом для создания вынужденного перемещения через пласт состава, включающего смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта, могут быть использованы, например, воздух, вода в жидком или парообразном состоянии, двуокись углерода, другие газы, другие жидкости и/или их смеси.
В некоторых воплощениях состав, включающий смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта, может быть нагрет перед его нагнетанием в пласт с целью снижения вязкости находящихся в пласте флюидов, например, тяжелой сырой нефти, парафинов, асфальтенов и т.п.
В некоторых воплощениях состав, включающий смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта, может быть нагрет и доведен до состояния кипения при его нахождении в пласте, с использованием нагретой текучей среды или нагревателя, для снижения вязкости пластовых флюидов. В некоторых воплощениях нагретая вода и/или водяной пар могут быть использованы для нагрева и/или испарения находящегося в пласте смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи.
В некоторых воплощениях несмешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть нагрет и/или доведен до кипения, при его нахождении в пласте, с помощью нагревателя. Один подходящий нагреватель описан в рассматриваемой в настоящее время заявке на патент США, порядковый номер №10/693816, дата подачи - 24.10.2003, номер ТН2557 в книге записи поверенных. Указанная заявка включена в это описание полностью посредством ссылки.
На фиг.3а и 3b иллюстрируется система 300 для некоторых воплощений изобретения. Система 300 включает подземный пласт 302, пласт 304, пласт 306 и пласт 308. На поверхности размещено оборудование и устройства 310 для добычи. Скважина 312 пересекает пласты 302 и 304 и имеет отверстия в месте нахождения пласта 306. Участки 314 пласта 306 подвергают гидроразрыву и/или они могут быть перфорированы. В процессе первичной добычи нефть и/или газ из пласта 306 притекает в участки 314, затем в скважину и транспортируется вверх к наземному оборудованию 310. Оборудование 310 обеспечивает затем отделение газа, направляемого к средствам 316 обработки газа, от жидкости, которую транспортируют в резервуар 318 для жидкости. Оборудование 310 включает также резервуар 330 для не смешивающегося состава, повышающего нефтеотдачу пласта. Как показано на фиг.3а, не смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может нагнетаться в скважину 312, что иллюстрируется направленной вниз стрелкой, и закачиваться в пласт 306. Не смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть оставлен в пласте для его насыщения в течение некоторого периода времени, составляющего от приблизительно 1 до приблизительно 15 дней, например, от приблизительно 5 до приблизительно 50 часов.
После периода насыщения, как показано на фиг.3b, не смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта и нефть и/или газ затем извлекают обратно вверх по скважине 312 к оборудованию 310. Оборудование 310 приспособлено для разделения и/или рециркуляции не смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, например, посредством испарения указанного состава, конденсирования или фильтрования или химического взаимодействия, и затем повторного нагнетания состава в скважину 312, например, посредством проведения повторного цикла насыщения пласта, иллюстрируемого на фиг.3а и 3b, с повторением цикла от приблизительно 2 до приблизительно 5 раз.
В некоторых воплощениях не смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть закачан в пласт 306 под давлением менее давления гидроразрыва пласта, например, составляющим от приблизительно 40% до приблизительно 90% от давления гидроразрыва.
В некоторых воплощениях скважина 312, показанная на фиг.3а, служащая для нагнетания в пласт 306, может представлять собой скважину из группы 202 скважин, а скважина 312, показанная на фиг.3b, используемая для добычи из пласта 306, может представлять собой скважину из группы 204 скважин.
В некоторых воплощениях скважина 312, показанная на фиг.3а, служащая для нагнетания в пласт 306, может относиться к группе 204 скважин, а скважина 312, показанная на фиг.3b, используемая для добычи из пласта 306, может относиться к группе 204 скважин.
Фиг.3c иллюстрирует систему 400 для некоторых воплощений изобретения. Система 400 включает подземный пласт 402, пласт 404, пласт 406 и пласт 408. Оборудование и устройства 410 для ведения добычи установлены на поверхности. Скважина 412 пересекает пласты 402 и 404 и снабжена отверстиями в месте нахождения пласта 406. Участки пласта 414, по усмотрению, могут быть подвергнуты гидроразрыву и/или могут быть перфорированы. По мере того, как нефть и газ добываются из пласта 406, они транспортируются вверх по скважине 412 к оборудованию и устройствам 410 для ведения добычи. Газ и жидкость могут быть разделены, и газ может быть направлен в хранилище 416 газа, а жидкость может быть направлена в хранилище 418 жидкости. Оборудование и устройства 410 для добычи приспособлены для производства и/или хранения смешивающегося состав для повышения нефтеотдачи пласта, который может быть приготовлен и может храниться в резервуаре 430 для производства и хранения. Сероуглерод и/или другие серосодержащие соединения из скважины 412 могут быть направлены в резервуар 430 для производства и хранения смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта. Смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта нагнетают по скважине 432 вниз к участкам 434 пласта 406. Смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта пересекает пласт 406 и способствует добыче нефти и газа, и затем этот смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта, нефть и/или газ, все вместе, могут быть извлечены в скважину 412 и направлены к оборудованию и устройствам 410 для ведения добычи. Затем смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть направлен на рециркуляцию, например, посредством перехода состава в парообразное состояние, его конденсации или фильтрования, или химического реагирования, и последующего повторного нагнетания в скважину 432.
В некоторых воплощениях некоторое количество смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта или смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, смешанного с другими компонентами, может быть закачано в скважину 432, после чего нагнетают другую компоненту, предназначенную для создания вынужденного перемещения через пласт 406 смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта или смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, смешанного с другими компонентами такими, как воздух, вода в парообразном или жидком состоянии, вода, смешанная с одной или более солями, полимеры и/или поверхностно-активные вещества, двуокись углерода, другие газы, другие жидкости и/или смеси указанных веществ.
В некоторых воплощениях скважина 412, через которую добывают нефть и/или газ, относится к скважине из группы 202 скважин, а скважина 432, которую используют для нагнетания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, представляет собой скважину из группы 204 скважин.
В некоторых воплощениях скважина 412, через которую добывают нефть и/или газ, относится к скважине из группы 204 скважин, а скважина 432, которую используют для нагнетания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, представляет собой скважину из группы 202 скважин.
Фиг.4 иллюстрирует способ 500 для некоторых воплощений настоящего изобретения. Способ 500 включает нагнетание смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, показанное участками с рисунком наподобие шахматной доски; нагнетание не смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, показанное участками с диагональными линиями штриховки; и добычу нефти и/или газа из пласта, показанную участками белого цвета (не заштрихованными).
Период времени нагнетания и добычи для группы 202 скважин показан с помощью верхней временной шкалы, в то время как период времени нагнетания и добычи для группы 204 скважин отображен на нижней временной шкале.
В некоторых воплощениях в момент времени 520 смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта нагнетают в группу 202 скважин в течение интервала времени 502, в то время как нефть и/или газ добывают из группы 204 скважин в течение интервала времени 503. После этого смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта нагнетают в группу 204 скважин в течение интервала времени 505, в то же время в течение интервала времени 504 нефть и/или газ добывают из группы 202 скважин.
Такое периодическое чередование режимов нагнетания и добычи для групп 202 и 204 скважин может быть продолжено путем проведения некоторого количества циклов, например, от приблизительно 5 до приблизительно 25 циклов (нагнетание/добыча).
В некоторых воплощениях в момент времени 530 в пласте в результате извлечения нефти и/или газа в период времени 520 возможно образование пустоты. В течение периода времени 530 только передний край этой полости может быть заполнен смешивающимся составом для повышения нефтеотдачи пласта, который затем продавливают через пласт с помощью не смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта. Смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта можно нагнетать в группу 202 скважин в течение периода 506 времени, после чего в течение периода 508 времени не смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта можно нагнетать в группу 202 скважин, в то время как нефть и/или газ могут добываться из группы 204 скважин в течение периода 507 времени. После этого, смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть закачан в группу 204 скважин в период 509 времени, затем не смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть закачан в группу 204 скважин в период 511 времени, в то время как нефть и/или газ могут добываться из группы 202 скважин в период 510 времени. Периодическое чередование режимов нагнетания и добычи для групп 202 и 204 скважин может быть продолжено с проведением некоторого количества циклов, например, от приблизительно 5 до приблизительно 25 циклов.
В некоторых воплощениях в момент времени 540 возможна значительная гидродинамическая взаимосвязь между группой 202 скважин и группой 204 скважин. Смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть закачан в группу 202 скважин в течение периода 512 времени, после чего не смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть закачан в группу 202 скважин в течение периода 514, в то же время нефть и/или газ могут добываться из группы 204 скважин в течение периода 515 времени. Попеременное нагнетание смешивающегося и не смешивающегося составов для повышения нефтеотдачи пласта в группу 202 скважин, и одновременное осуществление добычи нефти и/или газа из группы 204 скважин может быть продолжено до тех пор, пока это необходимо, например, пока нефть и/или газ добываются из группы скважин 204.
В некоторых воплощениях периоды 502, 503, 504 и/или 505 времени могут иметь продолжительность от приблизительно 6 часов до приблизительно 10 дней, например, от приблизительно 12 часов до приблизительно 72 часов или от приблизительно 24 часов до приблизительно 48 часов.
В некоторых воплощениях каждый из периодов 502, 503, 504 и/или 505 времени может быть увеличен по продолжительности времени в интервале от момента 520 времени до момента 530 времени.
В некоторых воплощениях каждый из периодов 502, 503, 504 и/или 505 времени может продолжаться от момента 520 времени до момента 530 времени с осуществлением в этот период приблизительно от 5 до приблизительно 25 циклов, например, от приблизительно 10 до приблизительно 15 циклов.
В некоторых воплощениях период 506 времени составляет от приблизительно 10% до приблизительно 50% от общей продолжительности периода 506 и периода 508 времени, например, от приблизительно 20% до приблизительно 40% или от приблизительно 25% до приблизительно 33% общей продолжительности.
В некоторых воплощениях период 509 времени составляет от приблизительно 10% до приблизительно 50% от общей продолжительности периода 509 и периода 511, например, от приблизительно 20% до приблизительно 40% или от приблизительно 25% до приблизительно 33%.
В некоторых воплощениях общая продолжительность периода 506 и периода 508 времени составляет от приблизительно 2 дней до приблизительно 21 дня, например, от приблизительно 3 дней до приблизительно 14 дней или от приблизительно 5 дней до приблизительно 10 дней.
В некоторых воплощениях общая продолжительность периода 509 и периода 511 времени составляет от приблизительно 2 дней до приблизительно 21 дня, например, от приблизительно 3 дней до приблизительно 14 дней или от приблизительно 5 дней до приблизительно 10 дней.
В некоторых воплощениях общая продолжительность периода 512 и периода 514 времени составляет от приблизительно 2 дней до приблизительно 21 дня, например, от приблизительно 3 дней до приблизительно 14 дней или от приблизительно 5 дней до приблизительно 10 дней.
В некоторых воплощениях добытые нефть и/или газ могут транспортироваться в оборудование для очистки и переработки. Нефть и/или газ могут быть переработаны для получения промышленных продуктов таких, как бензин и дизельное топливо, горючее для отопительных целей, смазки, химические реагенты и/или полимеры.
Переработка может включать перегонку или фракционирование нефти и/или газа с получением одной или более фракций перегонки. В некоторых воплощениях нефть и/или газ, и/или одна или большее количество фракций перегонки могут быть подвержены переработке посредством одного или более из нижеследующих процессов: каталитический крекинг, гидрокрекинг, гидропереработка, коксование, термический крекинг, перегонка, риформинг, полимеризация, изомеризация, алкилирование, смешивание, введение добавок и депарафинизация.
Примеры осуществления изобретения
В соответствии с одним воплощением изобретения раскрыта система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающая первое множество скважин, рассредоточенных над пластом; второе множество скважин, рассредоточенных над пластом; при этом первое множество скважин снабжено средствами для нагнетания в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, в то время как второе множество скважин снабжено средствами для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени; и при этом второе множество скважин снабжено средствами для нагнетания в пласт смешиваемого состава для повышения нефтеотдачи пласта, в то время как первое множество скважин снабжено средствами для добычи нефти и/или газа из пласта в течение второго периода времени. В некоторых воплощениях скважина первого множества скважин находится на расстоянии от 10 м до 1 километра от одной или более соседних скважин второго множества скважин. В некоторых воплощениях подземный пласт расположен ниже массы воды. В некоторых воплощениях система, кроме того, включает средства для нагнетания в пласт не смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, после подачи в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта. В некоторых воплощениях система, кроме того, включает смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта, выбранный из группы, в которую входят состав, включающий сероуглерод, сероводород, двуокись углерода, октан, пентан, сжиженный нефтяной газ, алифатические углеводороды С2-С6, азот, дизельное топливо, уайт-спирит, сольвент-нафта, растворитель битума, ацетон, керосин, ацетон, ксилен, трихлорэтан, и их смеси. В некоторых воплощениях система, кроме того, включает, не смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта, выбранный из группы, в которую входят вода в виде пара или жидкости, воздух и их смеси. В некоторых воплощениях первое множество скважин включает в себя от 5 до 500 скважин, и второе множество скважин также включает от 5 до 500 скважин. В некоторых воплощениях система, кроме того, включает смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта, включающий состав с сероуглеродом. В некоторых воплощениях система включает также средства для производства состава, включающего сероуглерод. В некоторых воплощениях подземный пласт содержит нефть, имеющую вязкость в интервале от 100 до 5000000 сантипуаз. В некоторых воплощениях первое множество скважин имеет в пласте профиль смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи, а второе множество скважин имеет в пласте профиль извлечения нефти; система, кроме того, характеризуется взаимным перекрытием указанных профилей смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта и извлечения нефти.
В одном воплощении изобретения раскрыт способ добычи нефти и/или газа, включающий нагнетание в пласт состава, содержащего сероуглерод, в течение первого периода времени из первой скважины; затем нагнетание в пласт не смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в течение второго периода времени из первой скважины для продавливания состава, включающего сероуглерод, через пласт; и добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину. В некоторых воплощениях способ, кроме того, включает, извлечение из нефти и/или газа состава, включающего сероуглерод, если он присутствует, и после этого нагнетание в пласт, по меньшей мере, части извлеченного состава, включающего сероуглерод. В некоторых воплощениях нагнетание состава, включающего сероуглерод, включает нагнетание в пласт, по меньшей мере, части состава, включающего сероуглерод, в смеси с одним или более углеводородами; соединениями серы, отличными от сернистого углерода; двуокисью серы; монооксидом углерода; или их смесью. В некоторых воплощениях способ, кроме того, включает нагревание состава, включающего сероуглерод, перед нагнетанием этого состава, включающего сероуглерод, в пласт, или при его нахождении внутри пласта. В некоторых воплощениях состав, включающий сероуглерод, нагнетают под давлением, превышающим первоначальное давление в продуктивном пласте, измеренное перед началом нагнетания сероуглерода, при этом указанное превышение находится в интервале от 0 до 37000 кПа. В некоторых воплощениях подземный пласт имеет проницаемость в интервале от 0,0001 до 15 дарси, например, в интервале от 0,001 до 1 дарси. В некоторых воплощениях нефть, присутствующая в подземном пласте перед нагнетанием состава, включающего сероуглерод, имеет содержание серы в пределах от 0,5% до 5%, например, от 1% до 3%. В некоторых воплощениях способ, кроме того, включает превращение, по меньшей мере, части извлеченной нефти и/или газа в материал, выбранный из группы, в которую входят транспортные топлива такие, как бензин и дизельное топливо, а также горючее для отопительных целей, смазки, химические реагенты и/или полимеры.
В одном воплощении изобретения раскрыт способ добычей нефти и/или газа, включающий нагнетание смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в пласт в течение первого периода времени из первой скважины; извлечение нефти и/или газа из пласта через вторую скважину в течение первого периода времени; нагнетание в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в течение второго периода времени из второй скважины; извлечение нефти и/или газа из пласта через первую скважину в течение второго периода времени. В некоторых воплощениях первый и второй периоды времени образуют вместе цикл, продолжительность которого составляет от 12 часов до 1 года. В некоторых воплощениях способ, кроме того, включает нагнетание не смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в пласт из первой скважины, в течение некоторого периода времени по истечении первого периода времени и перед вторым периодом времени, для продавливания через пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта. В некоторых воплощениях способ, кроме того, включает нагнетание не смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в пласт в течение некоторого периода времени после второго периода времени из второй скважины, для продавливания через пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта. Некоторые воплощения, в которых добытые нефть и/или газ включают соединение серы, кроме того, предусматривают превращение указанного соединения серы в смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта. В некоторых воплощениях смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта включает соединение, в состав которого входит сероуглерод. В некоторых воплощениях способ, кроме того, включает нагревание смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, например, с помощью размещенного в пласте нагревателя.
Специалистам в данной области техники будет очевидно, что возможны многие модификации и варианты раскрытых выше воплощений изобретения, конфигурации, материалы и способы без выхода за пределы сущности и объема изобретения. Соответственно, объем приведенных ниже пунктов формулы изобретения и их функциональные эквиваленты не должны быть ограничены конкретными воплощениями, описанными и иллюстрируемыми в настоящем описании, поскольку они по своей сути являются лишь примерами.
Claims (31)
1. Система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающая:
первое множество скважин, рассредоточенных над пластом;
второе множество скважин, рассредоточенных над пластом;
при этом первое множество скважин снабжено средствами для нагнетания в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, в то время как второе множество скважин снабжено средствами для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени;
второе множество скважин снабжено средствами для нагнетания в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, в то время как первое множество скважин снабжено средствами для добычи нефти и/или газа из пласта в течение второго периода времени;
первое множество скважин имеет в пласте профиль смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, а второе множество скважин имеет профиль притока нефти в пласте, и, кроме того, система характеризуется взаимным перекрытием указанного профиля смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта и указанного профиля притока нефти.
первое множество скважин, рассредоточенных над пластом;
второе множество скважин, рассредоточенных над пластом;
при этом первое множество скважин снабжено средствами для нагнетания в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, в то время как второе множество скважин снабжено средствами для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени;
второе множество скважин снабжено средствами для нагнетания в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, в то время как первое множество скважин снабжено средствами для добычи нефти и/или газа из пласта в течение второго периода времени;
первое множество скважин имеет в пласте профиль смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, а второе множество скважин имеет профиль притока нефти в пласте, и, кроме того, система характеризуется взаимным перекрытием указанного профиля смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта и указанного профиля притока нефти.
2. Система по п.1, в которой скважина первого множества скважин расположена на расстоянии в интервале от 10 м до 1 км от одной или более соседних с ней скважин второго множества скважин.
3. Система по любому из пп.1-2, в которой подземный пласт расположен ниже массы воды.
4. Система по любому из пп.1-2, кроме того, включающая средства для нагнетания в пласт не смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта после подачи в этот пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта.
5. Система по любому из пп.1-2, кроме того, включающая смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта, выбранный из группы, в которую входят состав, включающий сероуглерод, сероводород, двуокись углерода, октан, пентан, сжиженный нефтяной газ, алифатические углеводороды С2-С6, азот, дизельное топливо, уайт-спирит, сольвент-нафта, растворитель нефтяного битума, ацетон, керосин, ксилен, трихлорэтан и их смеси.
6. Система по любому из пп.1-2, кроме того, включающая не смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта, выбранный из группы, в которую входят вода в парообразном или жидком состоянии, воздух или их смеси.
7. Система по любому из пп.1-2, в которой первое множество скважин включает в себя от 5 до 500 скважин, и второе множество скважин включает от 5 до 500 скважин.
8. Система по любому из пп.1-2, кроме того, включающая смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта, представляющий собой состав, включающий сероуглерод.
9. Система по любому из пп.1-2, кроме того, содержащая средства для получения состава, включающего сернистый углерод.
10. Система по любому из пп.1-2, в которой подземный пласт содержит нефть, имеющую вязкость в интервале от 100 от 5000000 сП.
11. Способ добычи нефти и/или газа, включающий:
нагнетание состава, включающего сероуглерод, в пласт в течение первого периода времени из первой скважины;
затем нагнетание в пласт диоксида углерода в течение второго периода времени из первой скважины с тем, чтобы продавливать состав, включающий сероуглерод, через пласт;
и добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину,
причем состав, включающий сероуглерод, нагнетают под давлением, превышающим первоначальное давление в пласте, измеренное перед началом нагнетания в пласт сероуглерода, на величину в интервале от 0 до 37000 кПа.
нагнетание состава, включающего сероуглерод, в пласт в течение первого периода времени из первой скважины;
затем нагнетание в пласт диоксида углерода в течение второго периода времени из первой скважины с тем, чтобы продавливать состав, включающий сероуглерод, через пласт;
и добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину,
причем состав, включающий сероуглерод, нагнетают под давлением, превышающим первоначальное давление в пласте, измеренное перед началом нагнетания в пласт сероуглерода, на величину в интервале от 0 до 37000 кПа.
12. Способ по п.11, кроме того, включающий извлечение из нефти и/или газа состава, включающего сероуглерод, если он присутствует, и затем нагнетание в пласт, по меньшей мере, части извлеченного состава, включающего сероуглерод.
13. Способ по любому из пп.11-12, в котором нагнетание состава, содержащего сероуглерод, включает нагнетание, по меньшей мере, части состава, содержащего сероуглерод, в пласт в смеси с одним или более углеводородами; сернистыми соединениями, отличающимися от сероуглерода; двуокисью углерода; монооксидом углерода; или их смесями.
14. Способ по любому из пп.11-12, кроме того, включающий нагревание состава, включающего сероуглерод, перед нагнетанием в пласт указанного состава, включающего сероуглерод, или при его нахождении внутри пласта.
15. Способ по любому из пп.11-12, в котором подземный пласт имеет проницаемость в интервале от 0,0001 до 15 Д, например, проницаемость от 0,001 до 1 Д.
16. Способ по любому из пп.11-12, в котором нефть, находящаяся в подземном пласте перед нагнетанием состава, включающего сероуглерод, имеет содержание серы в интервале от 0,5% до 5%, например, от 1% до 3%.
17. Способ по любому из пп.11-12, кроме того, включающий переработку, по меньшей мере, части добытой нефти и/или газа в материл, выбранный из группы материалов, в которую входят транспортные топлива, такие, как бензин, дизельное топливо, а также топливо для отопительных целей, смазки, химические реагенты и/или полимеры.
18. Способ добычи нефти и/или газа, включающий
нагнетание смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в пласт в течение первого периода времени из первой скважины;
добычу нефти и/или газа из пласта из второй скважины в течение первого периода времени;
нагнетание из первой скважины в пласт несмешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в течение некоторого периода времени, после первого периода времени и перед вторым периодом времени, для продавливания через пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта;
нагнетание в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в течение второго периода времени из второй скважины;
и добычу нефти и/или газа из пласта в течение второго периода времени через первую скважину.
нагнетание смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в пласт в течение первого периода времени из первой скважины;
добычу нефти и/или газа из пласта из второй скважины в течение первого периода времени;
нагнетание из первой скважины в пласт несмешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в течение некоторого периода времени, после первого периода времени и перед вторым периодом времени, для продавливания через пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта;
нагнетание в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в течение второго периода времени из второй скважины;
и добычу нефти и/или газа из пласта в течение второго периода времени через первую скважину.
19. Способ по п.18, в котором первый и второй периоды времени образуют цикл продолжительностью в интервале от 12 часов до 1 года.
20. Способ по любому из пп.18-19, кроме того, включающий:
нагнетание в пласт из второй скважины несмешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в течение некоторого периода времени после второго периода времени для продавливания через пласт смешиваемого состава для повышения нефтеотдачи пласта.
нагнетание в пласт из второй скважины несмешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в течение некоторого периода времени после второго периода времени для продавливания через пласт смешиваемого состава для повышения нефтеотдачи пласта.
21.Способ по любому из пп.18-19, в котором добытая нефть и/или газ содержит соединение серы, кроме того, включающий переработку указанного соединения серы в смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта.
22. Способ по любому из пп.18-19, в котором смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта включает состав, содержащий сероуглерод.
23. Способ по любому из пп.18-19, кроме того, включающий нагревание смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта.
24. Способ добычи нефти и/газа, включающий:
нагнетание в пласт состава, включающего сероуглерод, из первой скважины в течение первого периода времени;
затем нагнетание в течение второго периода времени в пласт из первой скважины нагретого состава, содержащего пар, двуокись углерода, другие газы или их смеси, для продавливания через пласт состава, включающего сероуглерод;
и добычу нефти и/или газа из пласта посредством второй скважины.
нагнетание в пласт состава, включающего сероуглерод, из первой скважины в течение первого периода времени;
затем нагнетание в течение второго периода времени в пласт из первой скважины нагретого состава, содержащего пар, двуокись углерода, другие газы или их смеси, для продавливания через пласт состава, включающего сероуглерод;
и добычу нефти и/или газа из пласта посредством второй скважины.
25. Способ по п.24, кроме того, включающий извлечение из нефти и/или газа состава, включающего сероуглерод, если он присутствуют, и затем нагнетание в пласт, по меньшей мере, части извлеченного состава, включающего сероуглерод.
26. Способ по любому из пп.24-25, в котором нагнетание состава, содержащего сероуглерод, включает нагнетание, по меньшей мере, части указанного состава, содержащего сероуглерод, в пласт в смеси с одним или более углеводородами; серосодержащими соединениями, отличающимися от сероуглерода; двуокисью углерода; монооксидом углерода; или их смесями.
27. Способ по любому из пп.24-25, кроме того, включающий нагревание состава, содержащего сероуглерод, перед нагнетанием в пласт указанного состава или при его нахождении внутри пласта.
28. Способ по любому из пп.24-25, в котором состав, включающий сероуглерод, нагнетают под давлением выше первоначального давления в пласте, измеренного перед началом нагнетания сероуглерода, на величину в интервале от 0 до 37000 кПа.
29. Способ по любому из пп.24-25, в котором подземный пласт имеет проницаемость в интервале от 0,0001 до 15 Д, например, проницаемость от 0,001 до 1 Д.
30. Способ по любому из пп.24-25, в котором нефть, находящаяся в подземном пласте перед нагнетанием в пласт состава, включающего сероуглерод, имеет содержание серы в интервале от 0,5% до 5%, например, от 1% до 3%.
31. Способ по любому из пп.24-25, кроме того, включающий переработку, по меньшей мере, части добытой нефти и/или газа в материал, выбранный из группы материалов, в которую входят транспортное топливо, такое, как бензин и дизельное топливо, топливо для отопительных целей, смазки, химические реагенты и/или полимеры.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US74790806P | 2006-05-22 | 2006-05-22 | |
| US60/747,908 | 2006-05-22 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008150470A RU2008150470A (ru) | 2010-06-27 |
| RU2436940C2 true RU2436940C2 (ru) | 2011-12-20 |
Family
ID=38565562
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008150470/03A RU2436940C2 (ru) | 2006-05-22 | 2007-05-18 | Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты) |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8136590B2 (ru) |
| EP (1) | EP2024603A2 (ru) |
| CN (1) | CN101449027B (ru) |
| AU (1) | AU2007253800A1 (ru) |
| BR (1) | BRPI0711713A2 (ru) |
| CA (1) | CA2652401C (ru) |
| MX (1) | MX2008014880A (ru) |
| NO (1) | NO20085231L (ru) |
| RU (1) | RU2436940C2 (ru) |
| WO (1) | WO2007137153A2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2666823C2 (ru) * | 2013-06-27 | 2018-09-12 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Устранение вызванного асфальтенами закупоривания стволов скважин и эксплуатационных трубопроводов |
Families Citing this family (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7601320B2 (en) * | 2005-04-21 | 2009-10-13 | Shell Oil Company | System and methods for producing oil and/or gas |
| MX2008013512A (es) * | 2006-04-27 | 2009-03-06 | Shell Int Research | Sistemas y metodos para producir combustible y/o gas. |
| US20090155159A1 (en) * | 2006-05-16 | 2009-06-18 | Carolus Matthias Anna Maria Mesters | Process for the manufacture of carbon disulphide |
| MX2008014476A (es) * | 2006-05-16 | 2008-11-26 | Shell Internatinonale Res Mij | Proceso para la manufactura de disulfuro de carbono. |
| US8136590B2 (en) | 2006-05-22 | 2012-03-20 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| US8097230B2 (en) | 2006-07-07 | 2012-01-17 | Shell Oil Company | Process for the manufacture of carbon disulphide and use of a liquid stream comprising carbon disulphide for enhanced oil recovery |
| EP2049767A1 (en) * | 2006-08-10 | 2009-04-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Methods for producing oil and/or gas |
| BRPI0605371A (pt) * | 2006-12-22 | 2008-08-05 | Petroleo Brasileiro Sa - Petrobras | método sustentável para recuperação de petróleo |
| WO2008101042A1 (en) * | 2007-02-16 | 2008-08-21 | Shell Oil Company | Systems and methods for absorbing gases into a liquid |
| WO2009012374A1 (en) * | 2007-07-19 | 2009-01-22 | Shell Oil Company | Methods for producing oil and/or gas |
| CA2703888A1 (en) * | 2007-10-31 | 2009-05-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| CA2705198A1 (en) * | 2007-11-19 | 2009-05-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| CA2706083A1 (en) * | 2007-11-19 | 2009-05-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| CN101861443A (zh) | 2007-11-19 | 2010-10-13 | 国际壳牌研究有限公司 | 用含混溶性溶剂的乳状液生产油和/或气 |
| RU2498055C2 (ru) * | 2008-02-27 | 2013-11-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система и способ добычи нефти и/или газа |
| CA2721278A1 (en) * | 2008-04-16 | 2009-10-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| RU2525406C2 (ru) * | 2008-04-16 | 2014-08-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система и способ добычи нефти и/или газа |
| CN102119258A (zh) * | 2008-07-14 | 2011-07-06 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于生产油和/或气的系统和方法 |
| CA2730365A1 (en) * | 2008-07-14 | 2010-01-21 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| US8743985B2 (en) * | 2009-01-05 | 2014-06-03 | Intel Corporation | Method and apparatus using a base codebook structure for beamforming |
| CN102325962B (zh) * | 2009-01-16 | 2015-05-20 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于生产油和/或气的系统和方法 |
| CN102325960A (zh) * | 2009-01-16 | 2012-01-18 | 国际壳牌研究有限公司 | 生产油和/或气的系统和方法 |
| US20110303410A1 (en) * | 2009-01-16 | 2011-12-15 | Shell International Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| DE102009013561A1 (de) | 2009-03-17 | 2010-10-07 | Dürr Systems GmbH | Überwachungsverfahren und Überwachungseinrichtung für eine elektrostatische Beschichtungsanlage |
| EP2233689A1 (en) * | 2009-03-27 | 2010-09-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Integrated method and system for acid gas-lift and enhanced oil recovery using acid gas background of the invention |
| US20120138316A1 (en) * | 2009-08-10 | 2012-06-07 | Andreas Nicholas Matzakos | Enhanced oil recovery systems and methods |
| RU2012136119A (ru) * | 2010-01-22 | 2014-02-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Системы и способы добычи нефти и/или газа |
| EP2567065A1 (en) * | 2010-05-06 | 2013-03-13 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| CN104024567A (zh) * | 2011-12-30 | 2014-09-03 | 国际壳牌研究有限公司 | 生产油的方法 |
Family Cites Families (84)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2330934A (en) * | 1939-09-11 | 1943-10-05 | Pure Oil Co | Sulphur oxidation of hydrocarbons |
| US2492719A (en) * | 1943-06-26 | 1949-12-27 | Pure Oil Co | Preparation of carbon disulfide |
| US2636810A (en) * | 1947-12-15 | 1953-04-28 | Fmc Corp | Manufacture of carbon disulfide |
| US2670801A (en) * | 1948-08-13 | 1954-03-02 | Union Oil Co | Recovery of hydrocarbons |
| US3794114A (en) * | 1952-06-27 | 1974-02-26 | C Brandon | Use of liquefiable gas to control liquid flow in permeable formations |
| US3087788A (en) * | 1959-04-06 | 1963-04-30 | Fmc Corp | Combined catalytic and non-catalytic process of producing hydrogen sulfide and carbon disulfide |
| GB1007674A (en) | 1962-04-20 | 1965-10-22 | Marco Preda | Process for catalytically producing carbon disulphide from sulphur vapour and gaseous hydrocarbon |
| US3254960A (en) * | 1963-11-26 | 1966-06-07 | Sun Oil Co | Wave reactor |
| US3345135A (en) * | 1963-12-06 | 1967-10-03 | Mobil Oil Corp | The catalytic oxidation of hydrocarbons in the presence of hydrogen sulfide to produce carbon disulfide and oxides of carbon |
| FR1493586A (fr) | 1966-06-15 | 1967-09-01 | Progil | Procédé de fabrication de sulfure de carbone |
| US3393733A (en) * | 1966-08-22 | 1968-07-23 | Shell Oil Co | Method of producing wells without plugging of tubing string |
| US3387888A (en) * | 1966-11-16 | 1968-06-11 | Continental Oil Co | Fracturing method in solution mining |
| US3402768A (en) * | 1967-03-29 | 1968-09-24 | Continental Oil Co | Oil recovery method using a nine-spot well pattern |
| US3498378A (en) * | 1967-06-09 | 1970-03-03 | Exxon Production Research Co | Oil recovery from fractured matrix reservoirs |
| US3481399A (en) * | 1968-06-10 | 1969-12-02 | Pan American Petroleum Corp | Recovery of oil by flashing of heated connate water |
| US3512585A (en) * | 1968-08-08 | 1970-05-19 | Texaco Inc | Method of recovering hydrocarbons by in situ vaporization of connate water |
| US3581821A (en) * | 1969-05-09 | 1971-06-01 | Petra Flow Inc | Cryothermal process for the recovery of oil |
| US3647906A (en) * | 1970-05-11 | 1972-03-07 | Shell Oil Co | Alpha-olefin production |
| US4305463A (en) * | 1979-10-31 | 1981-12-15 | Oil Trieval Corporation | Oil recovery method and apparatus |
| US3672448A (en) * | 1970-12-30 | 1972-06-27 | Texaco Inc | Interface advance control in secondary recovery program by reshaping of the interface between driving and driven fluids and by the use of a dynamic gradient barrier |
| US3754598A (en) * | 1971-11-08 | 1973-08-28 | Phillips Petroleum Co | Method for producing a hydrocarbon-containing formation |
| US3724553A (en) * | 1971-11-18 | 1973-04-03 | Mobil Oil Corp | Paraffin well treatment method |
| US3729053A (en) * | 1972-01-05 | 1973-04-24 | Amoco Prod Co | Method for increasing permeability of oil-bearing formations |
| US3805892A (en) * | 1972-12-22 | 1974-04-23 | Texaco Inc | Secondary oil recovery |
| US3927185A (en) * | 1973-04-30 | 1975-12-16 | Fmc Corp | Process for producing carbon disulfide |
| US3850243A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-26 | Texaco Inc | Vertical downward gas-driven miscible blanket flooding oil recovery process |
| US3840073A (en) * | 1973-05-04 | 1974-10-08 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum |
| US3878892A (en) * | 1973-05-04 | 1975-04-22 | Texaco Inc | Vertical downward gas-driven miscible blanket flooding oil recovery process |
| US3847221A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-12 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum using carbon disulfide and a hydrocarbon solvent |
| US3822748A (en) * | 1973-05-04 | 1974-07-09 | Texaco Inc | Petroleum recovery process |
| US3823777A (en) * | 1973-05-04 | 1974-07-16 | Texaco Inc | Multiple solvent miscible flooding technique for use in petroleum formation over-laying and in contact with water saturated porous formations |
| US3850245A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-26 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum |
| US3908762A (en) * | 1973-09-27 | 1975-09-30 | Texaco Exploration Ca Ltd | Method for establishing communication path in viscous petroleum-containing formations including tar sand deposits for use in oil recovery operations |
| US3913672A (en) * | 1973-10-15 | 1975-10-21 | Texaco Inc | Method for establishing communication path in viscous petroleum-containing formations including tar sands for oil recovery operations |
| US4008764A (en) * | 1974-03-07 | 1977-02-22 | Texaco Inc. | Carrier gas vaporized solvent oil recovery method |
| US4122156A (en) * | 1975-08-13 | 1978-10-24 | New England Power Company | Process for the production of carbon disulfide from sulfur dioxide removed from a flue gas |
| US4182416A (en) * | 1978-03-27 | 1980-01-08 | Phillips Petroleum Company | Induced oil recovery process |
| US4543434A (en) * | 1981-01-28 | 1985-09-24 | Mobil Oil Corporation | Process for producing liquid hydrocarbon fuels |
| US4393937A (en) * | 1981-03-25 | 1983-07-19 | Shell Oil Company | Olefin sulfonate-improved steam foam drive |
| US4488976A (en) * | 1981-03-25 | 1984-12-18 | Shell Oil Company | Olefin sulfonate-improved steam foam drive |
| US4476113A (en) * | 1981-10-27 | 1984-10-09 | Union Oil Company Of California | Stabilized fumigant composition comprising an aqueous solution of ammonia, hydrogen sulfide, carbon disulfide and sulfur |
| GB2136034B (en) * | 1983-09-08 | 1986-05-14 | Zakiewicz Bohdan M Dr | Recovering hydrocarbons from mineral oil deposits |
| US4512400A (en) * | 1983-10-26 | 1985-04-23 | Chevron Research Company | Miscible displacement drive for enhanced oil recovery in low pressure reservoirs |
| US4744417A (en) * | 1987-05-21 | 1988-05-17 | Mobil Oil Corporation | Method for effectively handling CO2 -hydrocarbon gas mixture in a miscible CO2 flood for oil recovery |
| US4822938A (en) * | 1988-05-03 | 1989-04-18 | Mobil Oil Corporation | Processes for converting methane to higher molecular weight hydrocarbons via sulfur-containing intermediates |
| US5076358A (en) * | 1988-07-22 | 1991-12-31 | Union Oil Company Of California | Petroleum recovery with organonitrogen thiocarbonates |
| US4963340A (en) * | 1989-03-13 | 1990-10-16 | Mobil Oil Corporation | Cyclic process for converting methane to carbon disulfide |
| US5065821A (en) * | 1990-01-11 | 1991-11-19 | Texaco Inc. | Gas flooding with horizontal and vertical wells |
| US5120935A (en) * | 1990-10-01 | 1992-06-09 | Nenniger John E | Method and apparatus for oil well stimulation utilizing electrically heated solvents |
| US5304361A (en) | 1992-06-26 | 1994-04-19 | Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation | Removal of hydrogen sulfide |
| US5607016A (en) * | 1993-10-15 | 1997-03-04 | Butler; Roger M. | Process and apparatus for the recovery of hydrocarbons from a reservoir of hydrocarbons |
| US6506349B1 (en) * | 1994-11-03 | 2003-01-14 | Tofik K. Khanmamedov | Process for removal of contaminants from a gas stream |
| US5609845A (en) * | 1995-02-08 | 1997-03-11 | Mobil Oil Corporation | Catalytic production of hydrogen from hydrogen sulfide and carbon monoxide |
| US5803171A (en) * | 1995-09-29 | 1998-09-08 | Amoco Corporation | Modified continuous drive drainage process |
| NL1002524C2 (nl) * | 1996-03-04 | 1997-09-05 | Gastec Nv | Katalysator voor de selectieve oxidatie van zwavelverbindingen tot elementaire zwavel, werkwijze voor de bereiding van een dergelijke kata- lysator en werkwijze voor de selectieve oxidatie van zwavelverbindingen elementaire zwavel. |
| US5826656A (en) * | 1996-05-03 | 1998-10-27 | Atlantic Richfield Company | Method for recovering waterflood residual oil |
| US6851473B2 (en) * | 1997-03-24 | 2005-02-08 | Pe-Tech Inc. | Enhancement of flow rates through porous media |
| GB9706044D0 (en) * | 1997-03-24 | 1997-05-14 | Davidson Brett C | Dynamic enhancement of fluid flow rate using pressure and strain pulsing |
| CA2287944C (en) | 1997-05-01 | 2006-03-21 | Bp Amoco Corporation | Communicating horizontal well network |
| US6149344A (en) * | 1997-10-04 | 2000-11-21 | Master Corporation | Acid gas disposal |
| US6136282A (en) * | 1998-07-29 | 2000-10-24 | Gas Research Institute | Method for removal of hydrogen sulfide from gaseous streams |
| US6946111B2 (en) * | 1999-07-30 | 2005-09-20 | Conocophilips Company | Short contact time catalytic partial oxidation process for recovering sulfur from an H2S containing gas stream |
| US6497855B1 (en) * | 2000-03-22 | 2002-12-24 | Lehigh University | Process for the production of hydrogen from hydrogen sulfide |
| AU8425201A (en) * | 2000-09-07 | 2002-03-22 | Boc Group Plc | Process and apparatus for recovering sulphur from a gas stream containing hydrogen sulphide |
| AU2001284262B2 (en) * | 2000-09-07 | 2006-10-12 | The Boc Group Plc | Process and apparatus for recovering sulphur from a gas stream containing sulphide |
| US6811683B2 (en) * | 2001-03-27 | 2004-11-02 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Production of diesel fuel from bitumen |
| US6706108B2 (en) * | 2001-06-19 | 2004-03-16 | David L. Polston | Method for making a road base material using treated oil and gas waste material |
| MY129091A (en) * | 2001-09-07 | 2007-03-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Acid gas disposal method |
| AU2003222204A1 (en) * | 2002-03-25 | 2003-10-13 | Tda Research, Inc. | Catalysts and process for oxidizing hydrogen sulfide to sulfur dioxide and sulfur |
| US6854640B2 (en) * | 2002-09-20 | 2005-02-15 | Cummins-Allison Corp. | Removable coin bin |
| WO2004038175A1 (en) * | 2002-10-24 | 2004-05-06 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Inhibiting wellbore deformation during in situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation |
| GB2379685A (en) | 2002-10-28 | 2003-03-19 | Shell Internat Res Maatschhapp | Enhanced oil recovery with asynchronous cyclic variation of injection rates |
| WO2004055135A1 (en) * | 2002-12-17 | 2004-07-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for the catalytic selective oxidation of sulphur compounds |
| US7090818B2 (en) * | 2003-01-24 | 2006-08-15 | Stauffer John E | Carbon disulfide process |
| US7119461B2 (en) * | 2003-03-25 | 2006-10-10 | Pratt & Whitney Canada Corp. | Enhanced thermal conductivity ferrite stator |
| US7025134B2 (en) * | 2003-06-23 | 2006-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface pulse system for injection wells |
| US7601320B2 (en) * | 2005-04-21 | 2009-10-13 | Shell Oil Company | System and methods for producing oil and/or gas |
| MX2008013512A (es) * | 2006-04-27 | 2009-03-06 | Shell Int Research | Sistemas y metodos para producir combustible y/o gas. |
| MX2008014476A (es) | 2006-05-16 | 2008-11-26 | Shell Internatinonale Res Mij | Proceso para la manufactura de disulfuro de carbono. |
| US20090155159A1 (en) | 2006-05-16 | 2009-06-18 | Carolus Matthias Anna Maria Mesters | Process for the manufacture of carbon disulphide |
| US8136590B2 (en) | 2006-05-22 | 2012-03-20 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| US8097230B2 (en) | 2006-07-07 | 2012-01-17 | Shell Oil Company | Process for the manufacture of carbon disulphide and use of a liquid stream comprising carbon disulphide for enhanced oil recovery |
| EP2049767A1 (en) | 2006-08-10 | 2009-04-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Methods for producing oil and/or gas |
| AU2007299081A1 (en) | 2006-09-18 | 2008-03-27 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | A process for the manufacture of carbon disulphide |
-
2007
- 2007-05-17 US US11/749,915 patent/US8136590B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-05-18 CA CA2652401A patent/CA2652401C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-05-18 AU AU2007253800A patent/AU2007253800A1/en not_active Abandoned
- 2007-05-18 RU RU2008150470/03A patent/RU2436940C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-05-18 MX MX2008014880A patent/MX2008014880A/es unknown
- 2007-05-18 WO PCT/US2007/069225 patent/WO2007137153A2/en active Application Filing
- 2007-05-18 EP EP07797573A patent/EP2024603A2/en not_active Withdrawn
- 2007-05-18 CN CN200780018578.8A patent/CN101449027B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2007-05-18 BR BRPI0711713-2A patent/BRPI0711713A2/pt not_active IP Right Cessation
-
2008
- 2008-12-12 NO NO20085231A patent/NO20085231L/no not_active Application Discontinuation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2666823C2 (ru) * | 2013-06-27 | 2018-09-12 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Устранение вызванного асфальтенами закупоривания стволов скважин и эксплуатационных трубопроводов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BRPI0711713A2 (pt) | 2011-12-06 |
| NO20085231L (no) | 2008-12-12 |
| EP2024603A2 (en) | 2009-02-18 |
| RU2008150470A (ru) | 2010-06-27 |
| MX2008014880A (es) | 2008-12-01 |
| WO2007137153A2 (en) | 2007-11-29 |
| US8136590B2 (en) | 2012-03-20 |
| US20080023198A1 (en) | 2008-01-31 |
| CN101449027B (zh) | 2014-03-12 |
| CN101449027A (zh) | 2009-06-03 |
| WO2007137153A3 (en) | 2008-01-17 |
| CA2652401C (en) | 2015-09-15 |
| AU2007253800A1 (en) | 2007-11-29 |
| CA2652401A1 (en) | 2007-11-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2436940C2 (ru) | Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты) | |
| RU2435024C2 (ru) | Способ добычи нефти и/или газа (варианты) | |
| RU2473792C2 (ru) | Способ добычи нефти и/или газа (варианты) | |
| RU2494233C2 (ru) | Система и способ добычи нефти и/или газа | |
| RU2475632C2 (ru) | Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты) | |
| US8869891B2 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| US3847224A (en) | Miscible displacement of petroleum | |
| US20120067571A1 (en) | Methods for producing oil and/or gas | |
| RU2510454C2 (ru) | Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160519 |