RU2442885C2 - Способ и устройство для улавливания и секвестирования двуокиси углерода и для извлечения энергоносителей из крупных континентальных массивов в процессе и после завершения извлечения углеводородных видов топлива или загрязняющих веществ с использованием электрической энергии и критических жидкостей - Google Patents
Способ и устройство для улавливания и секвестирования двуокиси углерода и для извлечения энергоносителей из крупных континентальных массивов в процессе и после завершения извлечения углеводородных видов топлива или загрязняющих веществ с использованием электрической энергии и критических жидкостей Download PDFInfo
- Publication number
- RU2442885C2 RU2442885C2 RU2008148629/03A RU2008148629A RU2442885C2 RU 2442885 C2 RU2442885 C2 RU 2442885C2 RU 2008148629/03 A RU2008148629/03 A RU 2008148629/03A RU 2008148629 A RU2008148629 A RU 2008148629A RU 2442885 C2 RU2442885 C2 RU 2442885C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- collector
- well
- oil
- catalyst
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 135
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 89
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 85
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 85
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 50
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 47
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 42
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 30
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 title claims abstract description 9
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 title claims abstract description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims description 25
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 title claims description 15
- 239000000446 fuel Substances 0.000 title abstract description 7
- 239000000969 carrier Substances 0.000 title description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 112
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 100
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 57
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 56
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 29
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Inorganic materials [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 75
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 57
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 50
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 49
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 35
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 31
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 18
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 claims description 18
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 16
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 14
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 claims description 14
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 14
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 13
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 9
- 230000005012 migration Effects 0.000 claims description 9
- 238000013508 migration Methods 0.000 claims description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 9
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims description 7
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 7
- 239000011882 ultra-fine particle Substances 0.000 claims description 7
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 claims description 6
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 6
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 5
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 3
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 3
- 238000010923 batch production Methods 0.000 claims description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 2
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 claims description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims 2
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 70
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 abstract description 11
- -1 old wells Substances 0.000 abstract description 8
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 abstract description 7
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 abstract description 7
- 239000003245 coal Substances 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 abstract description 6
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 abstract description 6
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 5
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract description 5
- 239000003077 lignite Substances 0.000 abstract description 3
- 238000003900 soil pollution Methods 0.000 abstract description 3
- 238000003915 air pollution Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003415 peat Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 abstract 1
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 82
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 22
- 239000000047 product Substances 0.000 description 14
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 12
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 9
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 8
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 7
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 7
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 7
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 5
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 5
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 5
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 4
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 4
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 4
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 230000008685 targeting Effects 0.000 description 4
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 4
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 4
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 3
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 3
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 3
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 235000012255 calcium oxide Nutrition 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Natural products CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 2
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000010216 calcium carbonate Nutrition 0.000 description 2
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 2
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012982 microporous membrane Substances 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- BHELIUBJHYAEDK-OAIUPTLZSA-N Aspoxicillin Chemical compound C1([C@H](C(=O)N[C@@H]2C(N3[C@H](C(C)(C)S[C@@H]32)C(O)=O)=O)NC(=O)[C@H](N)CC(=O)NC)=CC=C(O)C=C1 BHELIUBJHYAEDK-OAIUPTLZSA-N 0.000 description 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102000003846 Carbonic anhydrases Human genes 0.000 description 1
- 108090000209 Carbonic anhydrases Proteins 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910004283 SiO 4 Inorganic materials 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009056 active transport Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L calcium carbonate Substances [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000378 calcium silicate Substances 0.000 description 1
- 229910052918 calcium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000005588 carbonic acid salt group Chemical group 0.000 description 1
- 238000009841 combustion method Methods 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 239000003989 dielectric material Substances 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009189 diving Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 235000013305 food Nutrition 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010952 in-situ formation Methods 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002923 metal particle Substances 0.000 description 1
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 230000005404 monopole Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 239000010734 process oil Substances 0.000 description 1
- 238000011027 product recovery Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 1
- HUAUNKAZQWMVFY-UHFFFAOYSA-M sodium;oxocalcium;hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+].[Ca]=O HUAUNKAZQWMVFY-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
- 238000003911 water pollution Methods 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
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/594—Compositions used in combination with injected gas, e.g. CO2 orcarbonated gas
-
- 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
-
- 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
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
-
- 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
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A50/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE in human health protection, e.g. against extreme weather
- Y02A50/20—Air quality improvement or preservation, e.g. vehicle emission control or emission reduction by using catalytic converters
-
- 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)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
Abstract
Изобретение относится в основном к снижению загрязнения атмосферного воздуха и почв, включая тепловое загрязнение в результате извлечения углеводородного топлива из залежей связанных ископаемых видов топлива в подземных формациях, таких как горючие сланцы. Предусмотрено снижение выбросов парниковых газов и остаточного тепловыделения на месте залегания. Изобретение также применимо к тяжелой нефти, скважинам в стареющей фазе, углю, лигниту, торфу и нефтеносным пескам, а также может быть применимо на поверхности земли при проведении периодических или непрерывных процессов. Его также можно применять в процессе и после извлечения загрязняющих веществ или остатков из залежей связанной почвы или из резервуара с использованием электрической энергии и критических жидкостей. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности работы устройства. Сущность изобретения: способ включает: генерирование двуокиси углерода - CO2 из одного из внутреннего источника и внешнего источника; закачивание СО2 в качестве критической жидкости в скважину с предварительно заданными параметрами температуры и давления; подачу катализатора в скважину; подвод тепловой энергии к скважине; переработку горячих жидкостей, включая СO2, метан - СН4, нефть, пар/воду и пары, полученные из скважины; преобразование горячих жидкостей в многократно используемые СО2, СН4, электрическую энергию и воду; и использование электрической энергии для подвода тепловой энергии к скважине для использования во внешней электрической распределительной сети. 7 н. и 46 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение в основном относится к снижению загрязнения атмосферного воздуха и почв, включая тепловое загрязнение в результате извлечения углеводородного топлива из залежей связанных ископаемых видов топлива в подземных формациях, таких как горючие сланцы, и, в частности, к способу и устройству снижения выбросов парниковых газов и остаточного тепловыделения на месте залегания и после извлечения нефти и газа из горючего сланца на месте залегания с использованием любого способа их извлечения. Изобретение также применимо к тяжелой нефти, скважинам в стареющей фазе, углю, лигниту, торфу и нефтеносным пескам, а также может быть применимо на поверхности земли при проведении периодических или непрерывных процессов. Его также можно применять в процессе и после извлечения загрязняющих веществ или остатков из залежей связанной почвы или из резервуара с использованием электрической энергии и критических жидкостей.
Предпосылки создания изобретения
Горючий сланец, также известный как богатый органическими веществами глинистый известняк, содержит органическое вещество, состоящее в основном из нерастворимого твердого материала, называемого кероген. В процессе пиролиза кероген разлагается на керогеновую нефть и углеводородные газы (либо на нефть и газ), которые могут быть использованы в качестве генераторных топлив или далее переработаны в транспортное топливо, нефтехимические продукты или иные продукты. Нефть из горючих сланцев и углеводородный газ (обычно метан, CH4) могут быть извлечены из керогена с использованием процесса пиролиза, т.е. путем обработки обычно включающей нагрев горючих сланцев до высоких температур обычно в пределах от 300 до 500°С. До проведения процесса пиролиза керогеновые продукты при комнатной температуре содержат значительное количество высоковязкого неперерабатываемого материала, в результате чего исключается доступ к указанным продуктам внутри матрицы горной/песчаной породы. После проведения пиролиза и извлечения продуктов битуминозную нефть перерабатывают в пригодные для использования товарные продукты. Ранние попытки по обработке залежей горючих сланцев на месте их залегания путем нагрева керогена в горючих сланцах, например, с использованием высокочастотной энергии, закачки сухого пара, горячих жидкостей или иных материалов либо путем внутрипластового горения в формации горючих сланцев оказались экономически неэффективными, даже если они являлись по существу экономически обоснованными (при этом некоторые попытки таковыми не являлись). Предшествующие и нынешние попытки по переработке залежи горючих сланцев на поверхности земли с целью получения нефти и газа, содержащихся в горючих сланцах, например путем добычи, дробления и нагрева сланцев в ретортных печах периодического и непрерывного действия, оказались ни экологически обоснованными, ни экономически эффективными.
Переработка на месте залегания обычно приводит к образованию большого количества остаточной энергии и остаточных углеводородов в породе, которые оказывают неизвестное воздействие на ландшафт и экологию и могут рассматриваться как непроизводительные затраты энергии. Кроме того, для осуществления указанных процессов обычно требуется большое количество электрической энергии, которая обычно поступает с электрической станции либо местной, либо удаленной. Электростанции могут работать на ископаемых видах топлива, таких как уголь или нефть, в результате сгорания которых образуются парниковые газы. Настоящее изобретение имеет своей целью оптимизировать использование энергии, при этом снизить до минимума как тепловое, атмосферное (включая «парниковый газ») и почвенное загрязнение. Предлагается процесс замкнутого или полузамкнутого цикла.
Хорошо известно использование двуокиси углерода в качестве метода для повышения нефтеотдачи пласта или для добычи нефти третичным методом путем нагнетания двуокиси углерода в существующие коллекторы (пласты) с целью создания в них избыточного давления и максимизации добычи нефти и газа. Указанный процесс характеризовался ограниченной эффективностью и не имел целью захват или поглощение значительного количества СO2 в коллекторе.
Критические жидкости представляют собой соединения при температурах и давлениях, приближающихся или превосходящих термодинамическую критическую точку указанных соединений. Указанные жидкости характеризуются свойствами, присущими как газам, так и жидкостям, например, коэффициенты диффузии намного выше, чем у жидкости, но не столь высоки как у газов, и вязкость ниже обычных вязкостей жидкости. Плотность критических жидкостей в значительной степени зависит от давления. Плотность может находиться в пределах от плотности газа до плотности жидкости, при этом соответствующие свойства растворителя критической жидкости также могут изменяться с изменением температуры и давления, что обеспечивает преимущество при определенных обстоятельствах и при использовании определенных способов.
Предпринимались попытки и предлагалось использование многочисленных способов для нагрева больших объемов подземных формаций (уголь, лигнит, сланцы, нефтеносные пески) на месте залегания с использованием методов электрического сопротивления, нагрева газовыми горелками, закачки пара и приложения электромагнитной энергии с целью добычи нефти и газа. Например, в забое скважины на кабеле электропитания располагали электрические элементы с электросопротивлением с целью нагрева сланцев за счет эффекта электропроводности.
В патенте США №4,140,179, выданном 20 февраля 1979 г. Raymond Kasevich, et al. и переуступленным Raytheon Company of Waltham, MA, раскрываются система и способ для нагрева подземной формации, включающие несколько групп излучателей высокочастотной энергии (дипольные антенны), расположенных на определенном расстоянии друг от друга и идущих вниз по скважине до нефтеносного сланца. Необходимо, чтобы элементы антенны соответствовали электрическим условиям окружающих формаций.
В патенте США №4,508,168, выданном 2 апреля 1985 г. Vernon L.Heeren и переуступленном Raytheon Company, инкорпорированном в настоящий документ путем отсылки, приведено описание высокочастотного генератора, располагаемого внутри ствола скважины, на который подается электромагнитная энергия через коаксиальную линию передачи, и внешний проводник которого заканчивается дроссельной конструкцией, содержащей коаксиальный шлейф больших размеров, идущий в обратном направлении по внешнему проводнику. Тем не менее, при применении указанного способа как такового требуется более длительное приложение высокочастотной мощности и более широкий диапазон изменения уровня мощности во времени. Нагнетание критических жидкостей позволит снизить зависимость от нагрева, обусловливаемую исключительно высокочастотной энергией, упростить генерирование высокочастотной энергии и конструкцию контрольного оборудования, а также сократить потребление электрической энергии. Указанные преимущества использования критических жидкостей также достижимы при использовании более простых нагревателей с электрическим сопротивлением вместо высокочастотных устройств. Кроме того, нагнетание критических жидкостей позволяет повысить общую производительность системы независимо от температуры нагрева или способа использования ввиду их свойств разбавителя и носителя.
В публикации заявки №(11/314,880) на патент США, опубликованной (TBD), и в публикации заявки №(11/314,857) на патент США, опубликованной (TBD), переуступленных настоящему правопреемнику, приведено описание устройства и способа для извлечения углеводородных топлив или загрязняющих веществ с использованием высокочастотной энергии и критических жидкостей, при этом указанные заявки инкорпорированы в настоящее описание по ссылке. В то время как другие способы на месте залегания предполагают годы нагрева путем электропроводности, крекинг и испарение с целью получения нефти из сланцев, использование высокочастотной энергии для нагрева сланцев и критической жидкости для искусственной конвекции и экстракции сокращают время до начала производства до недель или месяцев. Сокращение времени также позволяет снизить общее количество тепла, передаваемого окружающей формации, после начального нагрева, тем самым предотвращая миграцию освобожденных углеводородов. Процессы с использованием высокочастотной энергии и критической жидкости вызывают крекинг керогена при температуре приблизительно 300°С (уровень температуры ниже, чем во многих других способах), и затем использование частично растворимого СO2 обеспечивает дальнейшее снижение температуры крекинга и вязкости и повышение диффузивности для подъема нефтяных соединений на поверхность при низкой температуре.
Таким образом, электромагнитную энергию подают через антенну или микроволновой генератор, аналогичный описанному в патенте США №4,196,329, выданном 1 апреля 1980 г. Howard J.Rowland, et al., и переуступленному Raytheon Company. Антенну располагают внутри ствола скважины на коаксиальном кабеле или волноводе, соединяющем ее с расположенным на поверхности источником высокочастотной мощности. Нагрев сланцев достигается путем излучения и диэлектрического поглощения энергии, содержащейся в электромагнитной волне, излучаемой антенной или генератором. Указанный способ превосходит более известный способ резистивного нагрева, в котором в основном полагаются на электропроводность для обеспечения теплопередачи. Указанный способ превосходит способ нагрева паром, при котором требуется огромное количество воды и энергии, которые следует подавать на объект, и указанный способ также зависит от электропроводности.
При использовании всех указанных способов нагрева после завершения обработки в формации образуются остаточная теплота и остаточные углеводороды. Тепло могло бы быть использовано для частичного снабжения энергией текущего производственного процесса, тем самым сокращая общее потребление энергии и при этом удаляя часть или все тепло в формации и исключая связанное с ним тепловое загрязнение. При использовании всех из указанных способов в формации остается значительное количество (50-70%) остаточных углеводородов. В большинстве случаев указанные углеводороды являются свободными и подвижными и способны мигрировать в направлении зон залегания, например, водоносных пластов, вызывая их загрязнение, что является нежелательным. Период подвижности зависит от многих факторов, характерных для объекта и способа, включающих, в первую очередь, остаточное тепло и количество, и тип остаточных жидких углеводородов. Чем продолжительней сохранение и шире распространение остаточного тепла, тем выше вероятность миграции остаточной нефти и газа в другие нежелательные и неизвестные зоны. Аналогичным образом, чем больше остается остаточной нефти и чем легче она (более жидкая и более очищенная), тем выше вероятность ее миграции в нежелательные и неизвестные зоны.
В способе, описанном в патенте США №4,140,179 и патенте США №4,508,168 и в иных способах, в которых, например, используют нагреватели с электрическим сопротивлением, необходимо значительное количество электрической мощности, генерируемой на поверхности, для обеспечения процесса энергией, однако в патентах не предлагается способ активной транспортировки для удаления ценных углеводородных продуктов по мере их образования и подачи их на объекты, находящиеся на поверхности земли. Двуокись углерода (СO2) или иная критическая жидкость, которая также может выступать в качестве активного транспортного механизма как для продуктов, так и тепла, может быть потенциально каптирована в сланцевой залежи после завершения добычи продукта, благодаря чему обеспечивается снижение выбросов парниковых газов в атмосферу. СO2, используемый в процессе с применением критических жидкостей, может образовываться во время производственных процессов, в газовых скважинах, либо улавливаться из сточных вод различных промышленных предприятий, включая электростанции. Предусматривается, что расположенная на объекте электростанция, обеспечивающая энергией фактически процесс добычи, становится основным источником СO2, необходимого для осуществления процесса.
В течение длительного времени считалось, что секвестирование СO2 является желательным способом для предотвращения выбросов и удаления парниковых газов из земной атмосферы. С целью предотвращения или снижения глобального потепления секвестирование СO2 направлено на сокращение выбросов СO2 в атмосферу в местах расположения его источников, таких как содержащие СО2 сточные воды, сбрасываемые электростанциями и другими крупными источниками СO2. В более крупном масштабе удаление избытка СО2 из земной атмосферы теоретически также в существенной мере способствовало бы снижению содержания парниковых газов.
Существует множество исследований и систем, относящихся к данному предмету, но проведению и реализации многих из них препятствует подвижность CO2. CO2 представляет собой газ, и в таком состоянии он является исключительно подвижным. Как и любой газ под давлением, он начинает перемещаться в точку с минимальным давлением, стремясь вырваться в атмосферу или в иной участок внутри формации, на котором давление является минимальным. Это является основным физическим свойством газа и, в частности, газа под давлением. Только в США из тысяч потенциальных коллекторов только от 2 до 30% рассматриваются как потенциально приемлемые для секвестирования СO2, в первую очередь, ввиду указанной способности выделяться в атмосферу. Эксперты в данной области техники расходятся во мнениях по потенциалу для секвестирования, что подтверждено большим различием приемлемых коллекторов, но большинство экспертов единогласны в отношении одного и того же основного механизма. Приемлемый коллектор должен иметь соответствующую пористость для нагнетания СO2 и соответствующую прочность и стабильность для его удержания после нагнетания. Типовые коллекторы включают выработанные угольные шахты, стареющие или ликвидированные нефтяные скважины, сланцевые месторождения, соляные шахты, озерные пласты, угольные шахты, дно глубоководной части морей и т.д. Большинство из коллекторов рассматриваются как неподходящие, т.к. пористость, которая, с одной стороны, определяет их привлекательность, в конечном счете приводит к утечке СО2, с другой стороны.
Даже в указанных потенциальных коллекторах с приемлемой пористостью (т.е. они обладают достаточным объемом) будет иметь место утечка значительной части СO2 в течение определенного периода времени в зависимости от условий объекта и давления СО2, обусловленная пористостью. Ряд способов включает нагнетание СO2 в коллектор через ликвидированные нефтяные скважины, и в них основной упор делается на хорошо известные способы каптажа скважин, такие как цементирование и механическое запечатывание ствола скважины. Аналогичным образом ряд формаций, являющихся приемлемыми по прочности и сдерживанию утечек, не обладает пористостью для закачивания в них значительного количества СО2, если только не будет обеспечено его сжатие до нескольких атмосфер, что повышает вероятность того, что, в конечном счете, произойдет утечка газа. С целью обеспечения приемлемости указанных и иных объектов для секвестирования СО2 должен быть химически и(или) физически связан с формацией.
В патенте США №6,890,497, выданном 10 мая 2005 г. Gregory H.Rau et al. и переуступленном Министерству энергетики США, раскрываются способ и устройство для извлечения и секвестирования CO2 из потока газа, в котором гидратирование СО2 в потоке газа водным раствором приводит к образованию угольной кислоты, в результате чего в потоке газа уменьшается количество СO2, и в котором протекание реакции между угольной кислотой и карбонатом приводит к образованию раствора потока отходов, содержащего металлические ионы и бикарбонат. Поток отходов сбрасывается в объект захоронения, представляющий собой крупный водный объект. Указанный процесс обладает рядом недостатков, поскольку он характеризуется низкой плотностью хранения СO2 и для него необходимы крупные водные объекты. Во время указанного процесса образуется большое количеств угольной кислоты, изменяющей рН и минеральный состав водного объекта, тем самым негативно воздействуя на водную флору и фауну, жизнедеятельность которых зависит от водного объекта.
В патенте США №7,132,090, выданном 7 ноября 2004 г. Daniel Dziedzic et al. и переуступленном General Motor Corp., раскрывается способ для удаления двуокиси углерода из газового потока путем диффундирования газообразной двуокиси углерода в воду, пропуская газообразную двуокись углерода через микропористую мембрану газового диффузора и расположенный на матрице катализатор, специально предназначенный для двуокиси углерода, такого как карбоангидраза, с целью ускорения преобразования двуокиси углерода в угольную кислоту. В процессе реакции добавляют минерал с целью образования осадка соли угольной кислоты, который может храниться в грунте в течение длительного периода времени. Тем не менее, для осуществления указанного способа необходимы несколько этапов и исключительно большая микропористая мембрана газового диффузора с целью обработки достаточно большого объема СO2, чтобы указанный способ можно было осуществить на практике для сокращения и секвестирования парниковых газов.
Нефтеносные пески и горючие пески представляют собой сочетание песка (главным образом кремния), воды, углеводородов и иных химических веществ, металлов и минералов. Они встречаются повсеместно, но преимущественно на североамериканском континенте. Углеводороды представлены в форме битума, составляющего приблизительно от 5 до 20 весовых процентов месторождения, и они нередко приурочены к водному слою, окружающему частицу песка/горной породы/металла. Битум также может быть извлечен с использованием разнообразных способов, которые в основном включают один или два способа, заключающиеся либо в добыче и обработке на поверхности, либо в обработке на месте залегания.
Обычно система извлечения продуктов из нефтеносных песков на месте залегания предусматривает либо метод внутрипластового горения, либо метод закачки пара для нагрева битума до тех пор, пока его вязкость не будет снижена до такой степени, при которой происходит его вытекание из матрицы песчаной породы. Наиболее распространенным является способ закачки пара, при котором с помощью пара высокого давления подводят тепло, позволяющее отделить битум (нефть) от водной/песчаной матрицы, и затем с помощью системы насосов, трубопроводов и скважин битум извлекают не поверхность для дальнейшей переработки. Обычно пар высокого давления нагнетают через перфорированную горизонтальную металлическую трубу, образующую «паровой трубопровод», или баллон пара в зоне. Второй перфорированный горизонтальный трубопровод для извлечения избыточного количества воды и нефтепродуктов расположен ниже трубопровода для нагнетания пара, обычно приблизительно на 9-50 футов, и включает систему, известную под названием SAGD, или гравитационное дренирование при закачке пара. Несмотря на то, что указанный процесс является эффективным и находит широкое практическое применение, он обладает рядом серьезных недостатков, таких как, в первую очередь, низкие технико-экономические показатели, обусловленные соотношением добытой и потребленной нефти, загрязнение воды и большое потребление воды. Количество энергоносителей, потребленных для нагрева пара, лишь незначительно меньше количества добытых энергоносителей в форме нефтепродуктов. Значительное количество горячей воды и нефти, которым придана подвижность после завершения процесса, остаются в грунте, и при этом существует возможность растворения, придания подвижности или транспортирования солей, металлов, включая тяжелые металлы, и иных, образовавшихся на месте химических веществ из их первоначальных зон естественного образования в другие геологические зоны, включая водоносные пласты и иные нежелательные участки. Любое повышение эффективности процесса из расчета потребления энергии (т.е. добытой нефти на единицу энергии, например, добытых баррелей нефти на миллион британских тепловых единиц), повышение выхода или повышение качества продукта должны повысить перспективы извлечения нефти из указанных формаций. Аналогичным образом любое сокращение количества пара или энергии, необходимой для отделения нефти от водной и песчаной матрицы, создает дополнительные преимущества способа в результате повышения энергоэффективности, снижения общего количества образовавшихся парниковых газов и снижения количества пресной воды при осуществлении процесса, которую необходимо отводить после извлечения нефти. Аналогичным образом создание способа для удаления остаточной нефти из формации и из извлеченной горячей воды также является преимуществом способа.
Предусматривалось создание нескольких способов для усовершенствования отделения углеводородов от песчаной матрицы. Fyleman (патент США №1,615,121) использует разбавленный водный раствор щелочного карбоната, гидроксида или силиката, нагретого до температуры в пределах от 60 до 80°С с целью извлечения нефти из песчаной матрицы. Clark (патент США №1,791,797) использует многовалентную соль со щелочным реагентом для повышения разделения. В патенте СССР №2,924,772 используют дизельные щелочные отходы и воду с целью создания слоев для последующего разделения. Willard, Sr. (патент США №3,951,778) использует нагретый (40-90°С) силикатный раствор, содержащий кальций и магний, поверхностно-активное вещество и воду для обеспечения отделения. Fischer (патент США №2,903,407) также использует растворители на основе углеводородов и т.д. Все из указанных способов основаны на процессах циклического перемешивания на поверхности земли, в которых используют соединения, которые могут оказаться нежелательными, в конечном счете, ввиду опасности загрязнения окружающей среды.
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Таким образом, целью настоящего изобретения является создание эффективного способа и устройства для извлечения нефти из сланцев и других пород с низким потреблением энергии и при минимальном загрязнении окружающей среды при одновременном секвестировании двуокиси углерода (СO2) по завершению процесса извлечения нефти.
Другой целью настоящего изобретения является создание способа и устройства для улавливания, использования, утилизации и рассеяния тепла из грунта или земельного массива в процессе извлечения углеводородного топлива из тела связанных ископаемых видов топлива.
Дополнительной целью настоящего изобретения является создание способа и устройства для системы замкнутого или полузамкнутого цикла для максимального использования первоначальной подводимой энергии в процессе извлечения керогеновой нефти и газа из горючих сланцев или битума в нефтеносных песках.
Дополнительной целью настоящего изобретения является создание способа и устройства для эффективного снижения общей потребляемой энергии в процессе нагрева горючих сланцев или нефтеносных песков на месте залегания с использованием критических жидкостей с целью снижения общей температуры, необходимой для получения смешивающихся или подвижных углеводородов таким образом, чтобы обеспечивалась их транспортировка вверх по скважине или наружу из скважины.
Еще одной целью настоящего изобретения является снижение миграции остаточных выделившихся в свободном состоянии углеводородов, образовавшихся в результате процесса, при их извлечении из формации на месте залегания путем использования минимального количества наводимой высокочастотной энергии в качестве теплового источника, обеспечивая более целенаправленный нагрев требуемых соединений и создание внутри формации теплового и механического барьера.
Дополнительной целью настоящего изобретения является снижение миграции углеводородов при их извлечении на месте залегания путем обеспечения рециркуляции критической жидкости, вытесняющей значительное количество указанных углеводородов на поверхность для дальнейшей обработки, при этом на месте залегания остается меньшее количество выделившихся в свободном состоянии углеводородов.
Дополнительной целью настоящего изобретения является снижение миграции выделившихся в свободном состоянии углеводородов при извлечении на месте залегания путем охлаждения предварительно нагретого участка земли за счет рециркуляции критической жидкости и снижения вязкости выделившихся в свободном состоянии углеводородов до точки, при которой прекращается их подвижность.
Еще одной целью настоящего изобретения является создание способа и устройства для удаления связанной и остаточной воды из нефтеносных песков до, в течение и после извлечения углеводородов из нефтеносных песков.
Дополнительной целью настоящего изобретения является создание способа и устройства для эффективного снижения общей потребляемой энергии в процессе нагрева горючих сланцев или нефтеносных песков с использованием критических жидкостей для извлечения и использования тепла, подведенного в процессе извлечения углеводородов.
Целью настоящего изобретения является существенное повышение общего количества приемлемых коллекторов для секвестирования СO2, повышая при этом продуктивность и длительность такого секвестирования в любой формации за счет одновременного использования двух основных слабых сторон большинства коллекторов и проектов секвестирования.
Еще одной целью настоящего изобретения является исключение необходимости в том, чтобы коллектор являлся прочным и не имел утечек, а также исключение необходимости в том, чтобы коллектор характеризовался высокой степенью пористости за счет использования сжатого СO2 и закачивания связующего вещества для сжатого закаченного СO2, в котором повышенное давление увеличивает плотность (и количество) закаченного CO2, и связующее вещество обеспечивает последующую реакцию между СO2 и формацией, химически связывая СO2 с формацией в форме карбонатов, и СO2 может быть сверхкритическим, критическим или субкритическим.
Еще одной целью настоящего изобретения является снижение теплового загрязнения земельных массивов в процессе или после извлечения углеводородов или загрязняющих веществ.
Дополнительной целью настоящего изобретения является создание средства для снижения теплового загрязнения земельного массива во время и после процессов любого типа.
Еще одной целью настоящего изобретения является снижение загрязнения земельных массивов нефтью, тяжелыми металлами и химическими веществами во время и после извлечения углеводородов или загрязняющих веществ.
Указанные и иные цели достигаются путем создания способа для улавливания и секвестирования двуокиси углерода и скрытой теплоты из крупных земельных массивов, включающего снижение энергоемкости и потребности в критических жидкостях в процессе и после извлечения углеводородов, включающего генерирование двуокиси углерода (СO2) из одного внутреннего источника и внешнего источника, закачивание СO2 в качестве критической жидкости в скважину с предварительно заданными параметрами температуры и давления для достижения требуемых результатов, подачу катализатора в скважину, подвод тепловой энергии к скважине, переработку горячих жидкостей, включая СO2, СН4, нефть, пар/воду и пары, полученные из скважины, и преобразование горячих жидкостей в многократно используемые СО2, СН4, электрическую энергию и воду. Способ включает этап проходки нагнетательного ствола скважины и экстракционного ствола скважины для скважины. Этап подачи катализатора включает этап подачи гидроксида натрия (NaOH). Способ включает этап установки смесителя для смешивания и подачи двуокиси углерода и катализатора в скважину. Этап подвода тепловой энергии к скважине включает этап использования электрической энергии для обеспечения энергией процесса нагрева. Этап подвода тепловой энергии к скважине включает этап подвода высокочастотной энергии.
Цели настоящего изобретения далее достигаются путем создания способа для секвестирования двуокиси углерода (СO2) в коллекторе, включающего этапы закачки СO2 в коллектор, промывку коллектора охлажденным сжатым СO2 для удаления остаточного тепла, подачу катализатора в коллектор, пропускание через коллектор сверхтонких суспендированных в СО2 частиц катализатора низкой плотности, закачку влажного СO2 в коллектор для активирования катализатора, связывание СO2 с реагирующими материалами и закупоривание коллектора. Этап подачи катализатора включает этап подачи гидроксида натрия (NaOH) или этап подачи гидроксида калия (КОН). Этап пропускания через коллектор сверхтонких суспендированных в СO2 частиц катализатора низкой плотности включает выборочный этап снижения давления для ускорения осаждения катализатора в коллекторе. Этап закачки влажного СO2 в коллектор для активирования катализатора включает выборочный этап подвода высокочастотного тепла и иной энергии для ускорения связывания СO2.
Цели настоящего изобретения дополнительно достигаются путем создания системы для снижения энергоемкости и потребности в критических жидкостях в процессе и после извлечения углеводородов, включающей устройство для генерирования двуокиси углерода (СO2) из одного внутреннего источника и внешнего источника метана, устройство для закачки СO2 в качестве критической жидкости в скважину, устройство для подачи в скважину катализатора, устройство для подвода к скважине тепловой энергии, устройство для переработки горячих жидкостей, включая СO2, метан (СН4), нефть, пар/воду и пары, полученные из скважины, и преобразование горячих жидкостей в многократно используемые CO2, CH4, электрическую энергию и воду. Скважина включает нагнетательный ствол скважины и экстракционный ствол скважины. Система включает отверстие нагнетательного резервуара и отверстие экстракционного резервуара для обеспечения периодического или непрерывного производственного процесса на поверхности земли. Катализатор включает гидроксид натрия (NaOH). Система включает смеситель для смешивания и подачи двуокиси углерода и катализатора в скважину. Устройство для подвода тепловой энергии к скважине включает устройство для генерирования электрической энергии. Устройство для подвода тепловой энергии к скважине включает устройство для подвода высокочастотной энергии. Устройство для переработки горячих жидкостей из скважины включает теплообменник, соединенный с газожидкостным сепаратором и паровой турбиной. Паровая турбина приводит в действие электрический генератор для подачи электроэнергии в сеть или для использования в системе. Газожидкостный сепаратор подает жидкую нефть во вторичный теплообменник для генерирования тепла путем вторичной рекуперации тепла. Газожидкостный сепаратор подает смесь газа, пара/воды и СO2 в ректификационную колонну. Из ректификационной колонны двуокись углерода (СО2) и метан (СН4) подаются в систему для повторного использования. Система включает устройство для удаления скрытой и остаточной воды из породы, включая нефтеносные пески. Система включает устройство для удаления воды из периодического и непрерывного процесса переработки нефтеносных песков.
Цели настоящего изобретения далее достигаются путем создания системы для секвестирования двуокиси углерода (СО2) в коллекторе, включающей устройство для закачки СO2 в коллектор, устройство для промывки коллектора охлажденным сжатым критическим или субкритическим СO2 для удаления остаточного тепла и повышения объемного коэффициента, устройство для подачи катализатора в коллектор, устройство для пропускания через коллектор сверхтонких суспендированных в СO2 частиц катализатора низкой плотности, устройство для закачки влажного СO2 в коллектор для активирования катализатора, устройство для связывания СO2 с реагирующими материалами и устройство для закупоривания коллектора. Катализатор включает гидроксид натрия (NaOH) или гидроксид калия (КОН). Устройство для пропускания через коллектор сверхтонких суспендированных в СO2 частиц катализатора низкой плотности включает устройство для снижения давления в формации для ускорения осаждения катализатора в коллекторе. Устройство для закачки влажного CO2 в коллектор для активирования катализатора включает устройство для подвода тепла для ускорения катализированной реакции СО2 с формацией минералов.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Прилагаемой формулой конкретно указывается и однозначно заявляется предмет настоящего изобретения. Различные цели, преимущества и новые признаки настоящего изобретения очевидны из следующего ниже подробного описания, которое ведется со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых одинаковые детали обозначены одними и теми же позициями и на которых:
Фиг.1 - блок-схема эффективной системы для извлечения керогеновой нефти и углеводородных газов из горючих сланцев с использованием энергии и критических жидкостей и для снижения выбросов парниковых газов и уровня остаточного тепла на месте залегания полезных ископаемых в процессе и после такого извлечения в соответствии с настоящим изобретением.
Фиг.2 - технологическая схема способа для секвестирования CO2 в коллекторе в соответствии с настоящим изобретением.
Фиг.3 - технологическая схема способа для ограничения неизбирательного нагрева формации путем настройки и нацеливания высокочастотного сигнала в коллекторе в соответствии с настоящим изобретением.
Фиг.4 - схема системы для ограничения неизбирательного нагрева формации путем настройки и нацеливания высокочастотного сигнала в коллекторе в соответствии с настоящим изобретением, образующей тепловой и механический барьер.
Фиг.5 - схема способа для вытеснения выделившихся в свободном состоянии элементов, включая углеводороды, из формации, и для охлаждения формации с помощью критических жидкостей в соответствии с настоящим изобретением.
ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫЙ СПОСОБ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
На Фиг.1 приведена блок-схема системы 10 для извлечения керогеновой нефти и углеводородных газов из горючих сланцев с использованием такой энергии, как электромагнитная энергия, производимая высокочастотным генератором, и критических жидкостей, таких как двуокись углерода (СО2), и для снижения выбросов парниковых газов и уровня остаточного тепла на месте залегания полезных ископаемых в процессе и после извлечения в соответствии с настоящим изобретением.
В газотурбинный генератор 12 поступает природный газ, например метан (СН4), из внешнего первичного источника для инициализации процесса либо из внутреннего источника системы 10 для приведения в действие газотурбинного генератора 12, соединенного с электрическим генератором 14 для генерирования электрической энергии для ее использования внутри системы 10, либо за ее пределами. Электрический генератор может быть заменен любым иным типом электрического генератора, работающим на нефти, угле или водяном паре. Газотурбинный генератор 12 образует выхлопные газы, которые подаются в ректификационную колонну 16, в которой происходит разделение азота (N2) и двуокиси углерода (СO2) низкого давления. Низкотемпературный теплообменник 18 соединен с ректификационной колонной 16 для выработки низкотемпературного тепла, предназначенного для разделения N2 и СO2.
Двуокись углерода направляют в конденсатор и смеситель 20, в который также поступает извлеченная СO2 из второй ректификационной колонны 50. СO2 из конденсатора и смесителя 20 подают насосом или компрессором 22 в резервуар 26 для хранения СO2. Также имеется резервуар 24 для хранения гидроксида натрия (N3OH) (либо иного известного катализатора или связующего вещества). Содержимое обоих резервуаров 24, 26 для хранения подают в смеситель 28, и содержимое смесителя 28 подают в ствол скважины или нагнетательную скважину 34 вместе с источником энергии из блока 32 выбора энергии. Выбранная энергия может подаваться из высокочастотного генератора 30, либо из электрического генератора 14, либо из иных источников, таких как паросиловая установка. Нагнетательная скважина 34 идет через подземные зоны с поверхности земли 58 к залежам 60.
Другой ствол скважины, называемый экстракционной скважиной 36, пробурен для извлечения керогеновой нефти и углеводородных газов, таких как метан и двуокись углерода из горючих фланцев 60 и для их транспортировки на поверхность земли 58. Горячая жидкость 37 при температуре Тh из экстракционной скважины 36 включает нефть, газ высокого давления, сухой пар, пары и иные соединения. Сначала керогеновую нефть и газы из экстракционной скважины 36 подают в теплообменник 38 при температуре Th, в котором происходят извлечение предварительно определенного количества тепла 39 и подача указанного тепла 39 в паровую турбину 44 для рекуперации энергии.
Теплообменник 38 обеспечивает рекуперацию тепловой энергии и подает тепло в виде пара или горячей воды для приведения в действие паровой турбины 44. Паровая турбина 44 включает механический приводной вал 47 для приведения в действие электрического генератора 48, подающего электрическую энергию в сеть или в блок 32 для выбора энергии. Паровая турбина также подает бросовый пар в конденсатор 45, который подает жидкость низкого давления в рециркуляционный насос 46. Насос 46 подает воду высокого давления в теплообменник 38 с использованием известной стандартной технологии и продуктов. Керогеновая нефть, пары и газы, выходящие из теплообменника 38, имеют более низкую температуру TC1 и поступают в нефтегазовый сепаратор 40, в котором жидкую нефть 41 отделяют и выборочно подают во вторичный теплообменник 42, в котором из нефти извлекают дополнительную тепловую энергию, и затем нефть может быть направлена на нефтеперерабатывающее предприятие. Тепло при пониженной температуре ТС3 направляют из вторичного теплообменника на вторичную рекуперацию тепла, например в тепловой насос, либо в двигатель Стерлинга, либо для обеспечения энергией теплообменников ректификационной колонны. Из нефтегазового сепаратора 40 в ректификационную колонну 50 также поступает двуокись углерода, газ, пар/вода и мазут при температуре ТС2. Относительные величины температур в степенях С составляют Th=350, TC1=200, TC2=175 и ТС3=100, где Th>TC1>ТС2>ТС3.
Несмотря на то, что на Фиг.1 проиллюстрированы две скважины - нагнетательная скважина 34 и экстракционная скважина 36 - другие примеры осуществлений настоящего изобретения могут включать несколько экстракционных скважин или перерабатывающую наземную установку периодического или непрерывного типа. Кроме того, как описано в публикации №(TBD) заявки на патент США (11/314,880), нагнетательная скважина и добывающая скважина могут быть совмещены.
Как показано на Фиг.1, в ректификационную колонну 50 поступают газ, пар, вода, СО2 и мазут при температуре ТС2 из нефтегазового сепаратора 40, и она вырабатывает двуокись углерода (СО2) для использования внутри системы 10, метан (СН4) для приведения в действие газовой турбины 12 и воду (Н2O). Критическая температура (Тc) метана составляет -116° F и критическое давление (Рс) - 673,3 фунта на квадратный дюйм абсолютного давления. Критическая температура (Тc) двуокиси углерода составляет 88°F, и критическое давление (Рс) - 1073 фунта на квадратный дюйм абсолютного давления. Ректификационная колонна 50 соединена с низкотемпературным теплообменником 52 для обеспечения протекания реакции в ректификационной колонне и отделения метана (СН4).
Система 10 предусматривает создание способа и устройства для эффективного снижения общей потребляемой энергии в процессе нагрева горючих сланцев или нефтеносных песков на месте залегания с использованием критических жидкостей с целью снижения общей температуры, необходимой для получения смешивающихся или подвижных углеводородов таким образом, чтобы обеспечивалась их транспортировка вверх по скважине или наружу из скважины. Закачка СO2 в формацию при повышенной температуре в пределах 200-350°С и давлении в пределах 500-5000 фунтов на квадратный дюйм позволяет снизить вязкость и повысить диффузивность нефти, а также предназначена для вымывания нефти из формации в эксплуатационные скважины. Указанный способ осуществляется намного ниже температурного диапазона в 350-500°С по сравнению с другими способами извлечения нефти из горючих сланцев.
Например, на небольшом участке горючих сланцев, площадь которого составляет приблизительно 20 акров, при толщине пласта горючих сланцев, богатых керогеном 500 футов, на глубине 500 футов расположена сеть нагнетательных и приемных скважин. Для эксплуатации указанного участка требуется энергетическая установка 12 мощностью 10-20 МВт, которая может представлять собой Model PGT 16, выпускаемую компанией GE Gas Turbines, г.Атланта, шт. Джорджия, для обеспечения энергией приблизительно 20-30 высокочастотных генераторов мощностью 50 КВт каждый, при этом высокочастотный сигнал генерируется серией высокочастотных передатчиков 30 мощностью 500 КВт, Model 420C, выпускаемых компанией Continental Electronics Corporation, г.Даллас, шт. Техас. Критические жидкости при расходе приблизительно 360 тонн в час закачивают в формацию насосом 22, Model Pinnacle LF-2000, выпускаемым компанией Sundyne Corporation, г.Арвада, шт. Колорадо, для сжатия жидкостей, и кольцевой теплообменник 38 с плавающей головкой может представлять собой Model LS-428U4, выпускаемую компанией Doyle and Roth, г.Нью-Йорк, шт. Нью-Йорк. Теплообменник 38 подает теплообменную среду в нефтегазовый сепаратор 40, изготовленный компанией Blanchard-Ness, Saint-Hubert QC, и в изготовленную по специальным техническим условиям ректификационную колонну 16, 50, выпускаемую Riggins Incorporated of Hampton VA. NaOH, вода и CO2 хранятся в резервуарах для хранения 24-26, изготавливаемых Zeyon, Inc., Erie, PA. Весь процесс может быть осуществлен в увеличенном или уменьшенном масштабе в зависимости от требований проекта. Например, компания General Electric и другие компании - поставщики электроэнергии могут поставлять парогенераторные установки, например LM-6000, которые являются значительно более крупными по габаритам и более эффективными, чем PGT-16.
Как показано на Фиг.1, устройство и способ для улавливания и секвестирования CO2 и удаления скрытой теплоты из крупных земельных массивов в процессе и после извлечения углеводородов включают следующие этапы: использование выбросов из энергетической установки в качестве критической жидкости, удаление тепла, остаточных углеводородов и иных соединений из формации после завершения извлечения нефти, повторное использование тепла системы для работы генераторов и повышения эффективности и секвестирование СO2 под землей в конце процесса извлечения углеводородов.
На Фиг.1 и 2 проиллюстрированы устройство и способ для секвестирования двуокиси углерода (CO2) в пласте горючего сланца и иных формациях при рекуперации остаточной энергии из указанной формации.
При закачке CO2 в любой коллектор при атмосферном давлении вероятность его утечки будет низкой. При цементировании устьев скважины, иных отверстий и всех каналов утечки закупоренный СО2 может находиться в пласте в течение длительного периода времени, практически бесконечно. К сожалению, количество СO2, закаченного по данному сценарию, является незначительным и составляет порядка 0,1 фунта на кубический фут пористости. Если бы в аналогичный коллектор закачали CO2 под давлением 1000 фунтов на квадратный дюйм, что легко достижимо с использованием известных насосов, компрессоров и трубопроводного оборудования, плотность увеличилась бы в 100-500 раз по сравнению с плотностью атмосферного давления. В настоящее время количество секвестированного СО2 является значительным и приемлемым. Основная задача заключается в его удержании в коллекторе.
Ввиду того, что большинство сланцевых и нефтяных пластовых коллекторов состоят из карбонатов, оксидов и гидроксидов кремния, алюминия, железа, кальция и иных металлов, реакция с использованием указанных веществ для связывания с СО2 является желательной. Несмотря на то, что СО2 не связывается с карбонатами, он может образовывать соединения с другими минералами и образовывать карбонаты. К сожалению, скорость протекания указанных реакций в природе является исключительно низкой. Путем связывания СO2 с естественными оксидами или гидроксидами обеспечивается стабилизация CO2 в формации. Такое связывание СO2 позволит исключить движущую силу, вызывающую утечку (давление), которая первоначально являлась необходимой для закачивания СO2 при достаточной плотности для обеспечения экономической и экологической целесообразности и приемлемости проекта.
На Фиг.2 проиллюстрирована технологическая схема способа для секвестирования СO2 в коллекторе в соответствии с настоящим изобретением. На этапе 98 СO2 подают из зоны хранения, и на этапе 100 предусматривается закачка СO2 в коллектор для секвестирования. Далее на дополнительном этапе 102 проводится промывка охлажденным сжатым СO2 с целью удаления тепла, если коллектор содержит остаточное тепло, и на этапе 104 СO2 охлаждают и рециркулируют для повторной закачки в коллектор. После того, как будет достигнуто достаточное охлаждение СO2 и коллектора, на следующих этапах 106 и 108 предусматривается пропускание через коллектор сверхтонких суспендированных в СO2 частиц сухого гидроксида натрия (NaOH) низкой плотности с целью обеспечения [высокой] скорости протекания реакции для стабилизации CO2 прежде, чем произойдет его утечка. В качестве катализатора дополнительно может быть использован гидроксид калия. За указанным процессом на этапах 109 и 110 следует закачка увлажненного (Н2O) CO2 в коллектор для активирования катализатора NaOH. Физическая форма гидроксида должна обеспечивать его суспендирование в СO2 и перенос в пористую формацию после извлечения ископаемых видов топлива. На дополнительном этапе 112 можно снизить давление формации или коллектора для более глубокого и более быстрого осаждения катализатора NaOH в коллекторе. На этапе 114 можно дополнительно обеспечить подвод высокочастотной тепловой энергии или иной энергии в качестве катализатора для ускорения связывания СO2 с оксидами и гидроксидами на этапе 115. На этапе 116 закупоривание коллектора приводит к секвестированию СO2. В настоящем способе гидроксид натрия или калия и влага катализируют СO2 и быстрое протекание реакции с минералами формации при его реагировании с гидроксидами и(или) оксидами с образованием карбонатов, бикарбонатов и иных соединений в зависимости от условий объекта, что в конечном счете приводит к секвестированию СO2 в большем объеме и при более высокой степени стабильности.
Также можно закачивать СO2 в формацию, выбранную исходя из наличия требуемых химических соединений, таких как естественные оксиды, включающие оксид кальция, гидроксиды и карбонаты. Далее высокочастотная тепловая энергия может быть использована в качестве катализатора для ускорения процесса связывания и секвестирования СO2.
Химические компоненты и механизм реакции для преобразования минералов и СO2 в карбонат на месте залегания приведены ниже:
где
| Δ - тепло | СO2 - двуокись углерода |
| s - твердый | СаО - оксид кальция |
| g - газ | Са(ОН)2 - гидроксид кальция |
| I - жидкий | Ca2SiO4 - силикат кальция |
| NaOH - гидроксид натрия | СаСО3 - карбонат кальция |
| СН3СООН - уксусная кислота | SiO2 - двуокись кремния |
Работая с закачиваемым гидроксидом, желательно выбрать известный, недорогостоящий и доступный элемент. В промышленных продуктах для аппаратов повторного использования выдыхаемого воздуха (находящих применение в горнорудной промышленности и в подводном плавании), таких как "Sodasorb" (зарегистрированная торговая марка W.R.Grace & Co.), NaOH используют в качестве катализатора для адсорбирования двуокиси углерода из воздуха на гидроксиде кальция. Настоящий способ работает на аналогичном принципе таким образом, чтобы при введении добавки NaOH в форме наноразмерного аэрогеля обеспечивались ее простое суспендирование и перенос в формацию. Типичные формации для осуществления указанного способа представляют собой формации, содержащие нефтяные и газовые скважины, нефтеносные пески, соляные или сланцевые шахты, во время или после извлечения керогена, ископаемых видов топлива, тяжелой нефти и т.д.
В настоящем способе NaOH получают таким образом, чтобы обеспечивалось достижение его свойств текучести, закачиваемости и подвижности в тонкоструктурированных композитах. Обычно наноразмерные частицы обладают указанными свойствами. NaOH превращают в аэрогель с частицами субмикронного размера. Обычно аэрогель содержит частицы с базовым размером, составляющим одну десятую долю нанометра. Размер частиц составляет порядка 1-10 микрон, обеспечивая образование рыхлого аморфного твердого вещества, способного суспендироваться в жидкостях, газах и критических жидкостях.
На Фиг.2 и 5 проиллюстрирована схема, на которой приведены элементы способа для вытеснения выделившихся в свободном состоянии элементов, включающих углеводороды, из формации и для охлаждения формации с использованием критических жидкостей в соответствии с настоящим изобретением. Критическую жидкость 74, такую как двуокись углерода, закачивают через устье 35 скважины в ствол скважины или в скважину 34 и нагнетают через трубу 67 нагнетания критической жидкости в богатую углеводородами залежь 60, содержащую нефтегазопродуктивную зону, или зону избирательного нагрева, через структуру вытеснения 72 в направлении второго ствола скважины или скважины 36. Критическая жидкость проникает в нагретый сланец залежи 60, и высокочастотное тепло способствует растрескиванию и микрорастрескиванию сланцев, что повышает проницаемость сланцев и обеспечивает проникновение критических жидкостей на большую глубину и протекание в направлении и в зону с минимальным сопротивлением. Перекрывающие породы и подстилающие породы представляют собой зоны с меньшей степенью проницаемости, т.к. они характеризуются более низкой пористостью, более низким уровнем микрорастрескивания и имеют более низкую температуру по сравнению с целевой зоной, создавая относительный тепловой и механический барьер для процесса. Вторая скважина 36 предназначена для извлечения и транспортировки критических жидкостей, углеводородов, воды и иных материалов при необходимости, 76, на поверхность 58 с использованием приемного насоса 65. Залежь 60 расположена ниже перекрывающей породы рядом с поверхностью 58 и над подстилающей породой 61, которая защищена от неизбирательного нагрева. Более твердые, более плотные и более холодные перекрывающие породы 59 и подстилающие породы 61 формации создают барьер, препятствующий миграции критических жидкостей и выделившихся в свободном состоянии углеводородов.
Критические жидкости усиливают ряд аспектов извлечения нефти из формаций на месте залегания. Они обеспечивают растворение тяжелой нефти, обычно приуроченной к «нефтеносным пескам» или «горючим сланцам», и образование раствора со значительно более низкой вязкостью по сравнению с естественной нефтью; такая низкая вязкость обеспечивает более свободное вытекание нефти из песков. Критическая жидкость не только вытесняет значительную часть нефти в виде фронта, относительно обогащенного нефтью, но также продолжает «вычищать» большее количество нефти из песков, что приводит к более высокому выходу продуктов по сравнению с другими способами. Вода характеризуется определенной степенью растворимости в критической двуокиси углерода, таким образом, если вода представляет собой барьер для массопереноса, она может быть удалена СO2. Большинство минералов и металлов не растворимы в СO2, таким образом, не обеспечиваются их подвижность и извлечение с помощью СO2. Критические жидкости обладают исключительно жидкой вязкостью и поверхностным натяжением, в результате чего они быстро и легко проникают в различные формации.
Путем регулирования температуры и давления критических жидкостей обеспечивается изменение их свойств растворителя, что позволяет извлекать более приемлемые легкие фракции нефти и нефть средней массы, в то время как в основном исключается извлечение асфальтов и иных тяжелых компонентов, которые могут препятствовать транспортировке нефти по трубопроводу. Критические жидкости могут быть использованы в качестве носителей для других материалов с целью повышения продуктивности; такие материалы включают реагенты для подвода дополнительного тепла на месте залегания или для повышения качества продукта; поверхностно-активные вещества для повышения извлечения нефти, воды или минералов; и катализаторы для повышения скорости реакций. На конечном этапе СO2 может быть секвестирована в залежи после завершения извлечения продуктов.
Например, если в нефтеносных песках содержится 20% нефти и 1% Н2O, то критическая жидкость, состоящая в основном из СО2, позволит абсорбировать от 3 до 10% углеводородов и от приблизительно 1/10 до 1/2 от 1% воды. Если добывается обычно добываемая норма из 5% нефти и 2/10 от 1% воды, растворимых в критической СO2 и если используют обычное отношение растворитель/сырье (1:6), то из каждого объема извлеченных нефтеносных песков может быть удалена большая часть воды (1,2%) и большая часть нефти/углеводородов, либо на месте залегания, либо с использованием периодических или непрерывных производственных процессов на поверхности земли. Различные поверхностно-активные вещества, абсорбенты и катализаторы могут быть добавлены с целью оптимизации свойств СO2 для достижения различных требуемых результатов.
Как показано на Фиг.3 и 4, высокочастотный нагрев позволяет повысить добычу нефти на месте ее залегания различными способами. Высокочастотная энергия 33 быстро проникает в формации на большие расстояния, что позволяет снизить объем буровых работ и время до начала добычи нефти. В противоположность обработки паром при использовании высокочастотной энергии не требуется вода, и она оказывает меньшее воздействие на зоны, в которые запрещается поступление воды, снижает подвижность минералов путем растворения их в воде, снижает в целом загрязнение и потребление воды. Высокочастотный нагрев позволяет устранить проблемы, связанные с переработкой водонефтяных смесей и эмульсий, и обеспечивает избирательный нагрев нефти и битума с целью повышения энергоэффективности. Высокочастотная энергия является избирательной и позволяет нагревать только соединения с высокой диэлектрической проницаемостью.
Избирательный нагрев углеводородов и воды, при этом обе среды являются поглощающими, снижает общее требуемое количество энергии по сравнению методами кондуктивного нагрева, при котором осуществляется нагрев всего объема материала. Формация, представляющая интерес для добычи минералов или добычи нефти, может быть проанализирована и разделена на зоны. В некоторых зонах будет содержаться приемлемое количество непереработанных связанных углеводородов, таких как кероген в сланцах, в то время как другие зоны ввиду экономических, юридических или экологических параметров будут закрыты для обработки. Владелец формации или переработчик могут далее проанализировать все соответствующие технические, юридические и коммерческие параметры и данные и принять решение в отношении участка приемлемого нагрева и дальнейшей обработки. Участок приемлемого нагрева может быть избирательно обработан путем регулировки различных входных параметров высокочастотной антенны и генератора сигналов.
На Фиг.3 и 4 приведена технологическая схема способа 130 для ограничения неизбирательного нагрева формации путем настройки и целевого подвода высокочастотной энергии в коллекторе в соответствии с настоящим изобретением. Этап 132 включает получение проектных коммерческих параметров, проектных параметров по защите окружающей среды, аналитических данных о целевой зоне углеводородов и иной информации, необходимой для определения избирательной целевой зоны для высокочастотного нагрева с целью добычи нефти и газа. Этап 134 включает получение проектных коммерческих параметров, проектных параметров по охране окружающей среды, аналитических данных о целевой зоне углеводородов и иной информации, необходимой для определения запретных зон в формации, не подлежащих нагреву, добыче выделившихся в свободном состоянии углеводородов и обработке критическими жидкостями. На этапе 136 производится расчет высокочастотных параметров для достижения избирательных целей, и этап 138 включает расположение высокочастотной антенны внутри формации. Этап 140 включает передачу высокочастотной энергии на предварительно заданном уровне, при предварительно заданной частоте и уровне мощности для осуществления избирательного нагрева целевой зоны углеводородов. Этап 142 включает нагрев углеводородов в формации, мониторинг формации и корректировку высокочастотных параметров на этапе 144 для достижения избирательного нагрева целевой зоны углеводородов, и на этапе 146 производится транспортировка выделившихся в свободном состоянии углеводородов.
На Фиг.3 и 4 приведена схема системы для ограничения нагрева формации путем настройки и целевого подвода тороидальной структуры высокочастотной энергии в залежи 60, включающей участок производственной зоны, богатой углеводородами, являющейся приемлемой для избирательного нагрева формации или коллектора в соответствии со способом 130, приведенном на Фиг.3. Формация или коллектор включают перекрывающие породы 59, залежь 60 и подстилающие породы 61.
Высокочастотную энергию 33 подают через устье 35 нагнетательной скважины вниз по стволу скважины или скважины 34 к высокочастотному генератору или антенне 66, расположенной в залежи 60, и высокочастотная энергетическая структура 68 генерируется в соответствии с рассчитанными параметрами. Другое устье скважины или скважина 36 предназначены для извлечения и транспортировки выделившихся в свободном состоянии углеводородов вместе с нефтью, газом и СO2 37 на поверхность 58 с помощью приемного насоса 65. Залежь 60 расположена ниже перекрывающих пород 59 в непосредственной близости от поверхности 58 и над подстилающими породами 61, под которыми находится участок, защищенный от неизбирательного нагрева.
На этапе 136 Фиг.3 производится расчет высокочастотных параметров для достижения выделенных целей, и этап 138 включает расположение высокочастотной антенны внутри формации. Этап 140 включает передачу высокочастотной энергии на предварительно заданном уровне, при предварительно заданной частоте и уровне мощности для осуществления избирательного нагрева целевой зоны углеводородов. Этап 142 включает нагрев углеводородов в формации, мониторинг формации и корректировку высокочастотных параметров на этапе 144 для достижения избирательного нагрева целевой зоны углеводородов, и на этапе 146 производится транспортировка выделившихся в свободном состоянии углеводородов.
Таким образом, наводимая высокочастотная тепловая энергия может быть селективно подведена к уровню горючих сланцев богатых керогеном или к уровню нефтеносных песков, богатых углеводородами, в результате чего исключается неизбирательный нагрев крупных близлежащих земельных массивов и материалов, сохраняется относительно более низкая температура указанных участков и обеспечивается механическое и тепловое удержание, предназначенных для переработки выделившихся в свободном состоянии нефти, газа и воды без использования искусственного механического барьера или стены из замороженного грунта. Сочетание критических жидкостей и высокочастотного нагрева для горючих песков и нефтяных песков позволяет достичь более высокой эффективности и экономичности по сравнению с их раздельным применением.
Механизм для усовершенствования указанного целевого подвода высокочастотной энергии заключается в следующем: горючие сланцы и нефтеносные пески известны как «поглощающие» (с большими потерями) вещества, и, в частности, зоны в горючих сланцах, богатые углеводородами/керогеном являются «поглощающими», а именно диэлектрическая проницаемость является сложной и имеет следующую форму: ε=ε'-jε". Тангенс угла потерь составляет tanδ=ε"/ε'. В соответствии с общепринятыми терминами углеводороды обладают «высокой диэлектрической проницаемостью», в результате чего обеспечивается их легкий нагрев высокочастотной энергией в противоположность окружающим их двуокиси кремния и иных соединений, не являющихся поглощающими и имеющими низкую диэлектрическую проницаемость и характеризующимися относительной высокочастотной инертностью. Даже в однородной формации, в которой большая часть участка является поглощающей, надлежащим образом настроенный высокочастотный сигнал и антенна позволяют излучать электромагнитную волну известной формы и при известном расстоянии.
Измерения горючих сланцев обычно позволяют получить результаты, при которых тангенс угла потерь в сухих образцах сланца превышает 0,25 (потери энергии) в диапазоне от 1 до 10 МГц. Это сравнимо с классическими данными, представленными в книге "Dielectric Materials and Applications" Dr.Arthur Von Hippel. Кероген является исключительно поглощающей средой, аналогичной поглощающим нагрузкам, используемым для контактов высокочастотного оборудования. Высокочастотная энергия в диапазоне 1-10 МГц передается в виде приблизительно тороидальной (кольцеобразной) структуры, излучаемой горизонтально из вертикальной антенны в формацию, при этом четкие верхние и нижние границы составляют приблизительно от 50 до 80% от длины антенны.
Волновое число k, где k=k'-jk" для поглощающей диэлектрической среды, определяет мгновенную зону Е в направлении Z (перпендикулярно излучающему монополю) и будет варьироваться как е-k" Z или е-αх, где α - константа затухания. Данный расчет позволяет пользователю определить воздействие поперечной электромагнитной волны. Простое изменение подводимой частоты и мощности к высокочастотному генератору, а также уровня или ориентации всего устройства, позволяет при необходимости регулировать горизонтальные и вертикальные координаты высокочастотной энергии и, следовательно, нагретой формации, как проиллюстрировано на Фиг.4.
Таким образом, высокочастотная антенна в соответствии с описанием в патенте США №4,508,168 будет иметь высокое и целевое затухание в среде горючих сланцев, т.к. она излучает в сланец поперечную электромагнитную волну, что было продемонстрировано Raytheon Company, настоящим правопреемником, при полевых и лабораторных испытаниях. При наличии влаги также будет происходить нагрев воды, которая, в конечном счете, закипит и будет способствовать нагреву.
Настоящее изобретение было раскрыто на конкретных примерах осуществления. Следует понимать, что в раскрытые способы и устройства могут быть внесены различные изменения, не выходящие за пределы объема настоящего изобретения. Таким образом, прилагаемая формула изобретения охватывает все такие варианты и изменения, не выходящие за пределы действительного существа и объема настоящего изобретения.
Claims (53)
1. Способ снижения энергоемкости и потребности в критических жидкостях в процессе и после завершения извлечения углеводородов, включающий:
генерирование двуокиси углерода - СO2 из одного из внутреннего источника и внешнего источника;
закачивание СO2 в качестве критической жидкости в скважину с предварительно заданными параметрами температуры и давления;
подачу катализатора в скважину;
подвод тепловой энергии к скважине;
переработку горячих жидкостей, включая СО2, метан - СН4, нефть, пар/воду и пары, полученные из скважины;
преобразование горячих жидкостей в многократно используемые СО2, СН4, электрическую энергию и воду; и
использование электрической энергии для подвода тепловой энергии к скважине для использования во внешней электрической распределительной сети.
генерирование двуокиси углерода - СO2 из одного из внутреннего источника и внешнего источника;
закачивание СO2 в качестве критической жидкости в скважину с предварительно заданными параметрами температуры и давления;
подачу катализатора в скважину;
подвод тепловой энергии к скважине;
переработку горячих жидкостей, включая СО2, метан - СН4, нефть, пар/воду и пары, полученные из скважины;
преобразование горячих жидкостей в многократно используемые СО2, СН4, электрическую энергию и воду; и
использование электрической энергии для подвода тепловой энергии к скважине для использования во внешней электрической распределительной сети.
2. Способ по п.1, включающий этап проходки нагнетательного ствола скважины и экстракционного ствола скважины для скважины.
3. Способ по п.1, дополнительно включающий этап подачи композиции гидроксида натрия - NaOH в скважину.
4. Способ по п.1, включающий этап установки смесителя для смешивания и подачи двуокиси углерода и катализатора в скважину.
5. Способ по п.1, в котором этап подвода тепловой энергии к скважине включает этап подвода высокочастотной энергии.
6. Способ по п.5, в котором этап подвода высокочастотной энергии включает этап снижения миграции остаточных выделившихся в свободном состоянии углеводородов при их извлечении из формации на месте залегания путем использования минимального количества избирательно подводимой высокочастотной энергии в качестве теплового источника.
7. Способ по п.1, в котором этап переработки горячих жидкостей из скважины включает этап установки теплообменника для подачи в него горячих жидкостей, установки газожидкостного сепаратора и паровой турбины, соединенной с теплообменником.
8. Способ по п.7, дополнительно включающий приведение в действие электрического генератора паровой турбиной для производства электрической энергии.
9. Способ по п.7, дополнительно включающий подачу жидкой нефти во вторичный теплообменник из газожидкостного сепаратора для дополнительной рекуперации тепла.
10. Способ по п.7, дополнительно включающий подачу смеси газа, пара/воды и СО2 в ректификационную колонну газожидкостным сепаратором.
11. Способ по п.10, в котором способ включает этап подачи из ректификационной колонны СО2 и СН4 в систему для повторного использования.
12. Способ по п.1, в котором способ включает этап удаления воды из формации, включая нефтеносные пески, с использованием рециркулирующих критических жидкостей СО2 для удаления воды.
13. Способ по п.1, в котором способ включает этап рециркуляции критической жидкости СО2 для вытеснения значительного количества углеводородов на поверхность для обработки, при этом на месте залегания остается меньшее общее количество выделившихся в свободном состоянии углеводородов.
14. Способ по п.1, в котором способ включает этап охлаждения предварительно нагретой формации или участка земли путем рециркуляции критической жидкости, включающей CO2, тем самым повышая вязкость выделившихся в свободном состоянии углеводородов до точки, при которой снижается их подвижность.
15. Способ по п.1, в котором способ включает этап охлаждения предварительно нагретой формации или участка земли за счет рециркуляции критической жидкости.
16. Способ для секвестирования двуокиси углерода - СО2 в коллекторе, включающий следующие этапы:
закачку СО2 в коллектор;
промывку коллектора охлажденным сжатым СО2 для удаления остаточного тепла;
подачу катализатора в коллектор;
пропускание через коллектор сверхтонких суспендированных в СО2 частиц катализатора низкой плотности;
закачку влажного СО2 в коллектор для активирования катализатора;
связывание СО2 с реагирующими материалами; и
закупоривание коллектора.
закачку СО2 в коллектор;
промывку коллектора охлажденным сжатым СО2 для удаления остаточного тепла;
подачу катализатора в коллектор;
пропускание через коллектор сверхтонких суспендированных в СО2 частиц катализатора низкой плотности;
закачку влажного СО2 в коллектор для активирования катализатора;
связывание СО2 с реагирующими материалами; и
закупоривание коллектора.
17. Способ по п.16, в котором этап подачи катализатора включает этап подачи композиции гидроксида натрия - NaOH.
18. Способ по п.16, в котором этап подачи катализатора включает этап подачи гидроксида калия - КОН.
19. Способ по п.16, в котором этап пропускания через коллектор сверхтонких суспендированных в СO2 частиц катализатора низкой плотности включает этап снижения давления для ускорения осаждения катализатора в коллекторе.
20. Способ по п.16, в котором этап закачки влажного СО2 в коллектор для активирования катализатора включает этап подвода высокочастотного тепла и иной энергии для ускорения связывания СO2.
21. Способ для улавливания и секвестирования двуокиси углерода - СО2 и удаления скрытой теплоты из крупных земельных массивов в процессе и после завершения извлечения углеводородов, включающий следующие этапы:
использование выбросов из энергетической установки в качестве источника СО2 для получения критической CO2;
удаление тепла из формации после завершения извлечения нефти путем промывки рециркулирующими критическими жидкостями;
повторное использование тепла из формации для работы электрических генераторов и повышения эффективности; и
секвестирование двуокиси углерода в формации после завершения извлечения углеводородов.
использование выбросов из энергетической установки в качестве источника СО2 для получения критической CO2;
удаление тепла из формации после завершения извлечения нефти путем промывки рециркулирующими критическими жидкостями;
повторное использование тепла из формации для работы электрических генераторов и повышения эффективности; и
секвестирование двуокиси углерода в формации после завершения извлечения углеводородов.
22. Способ по п.21, в котором этап секвестирования СО2 в формации включает следующие этапы:
закачку СО2 в коллектор;
промывку коллектора охлажденным сжатым CO2 и рециркулирование в коллекторе охлажденного сжатого CO2 для удаления остаточного тепла;
подачу катализатора в коллектор;
пропускание через коллектор сверхтонких суспендированных в СО2 частиц катализатора низкой плотности;
закачку влажного CO2 в коллектор для активирования катализатора;
связывание СО2 с реагирующими материалами; и
закупоривание коллектора.
закачку СО2 в коллектор;
промывку коллектора охлажденным сжатым CO2 и рециркулирование в коллекторе охлажденного сжатого CO2 для удаления остаточного тепла;
подачу катализатора в коллектор;
пропускание через коллектор сверхтонких суспендированных в СО2 частиц катализатора низкой плотности;
закачку влажного CO2 в коллектор для активирования катализатора;
связывание СО2 с реагирующими материалами; и
закупоривание коллектора.
23. Способ для ограничения неизбирательного нагрева формации, включающий следующие этапы:
получение информации с целью определения избирательной целевой зоны высокочастотного нагрева для обеспечения добычи нефти и газа;
получение информации для определения запретных зон в формации для исключения попадания в них тепла, выделившихся в свободном состоянии углеводородов и критической жидкости;
расчет высокочастотных параметров с целью обеспечения соответствия избирательной целевой зоны и исключения запретной зоны;
расположение высокочастотной антенны в формации для создания избирательной целевой зоны;
нагрев углеводородов в избирательной целевой зоне;
мониторинг формации с целью корректировки высокочастотных параметров для сохранения избирательной целевой зоны и исключения запретной зоны; и
транспортировка выделившихся в свободном состоянии углеводородов, газа и жидкостей для переработки.
получение информации с целью определения избирательной целевой зоны высокочастотного нагрева для обеспечения добычи нефти и газа;
получение информации для определения запретных зон в формации для исключения попадания в них тепла, выделившихся в свободном состоянии углеводородов и критической жидкости;
расчет высокочастотных параметров с целью обеспечения соответствия избирательной целевой зоны и исключения запретной зоны;
расположение высокочастотной антенны в формации для создания избирательной целевой зоны;
нагрев углеводородов в избирательной целевой зоне;
мониторинг формации с целью корректировки высокочастотных параметров для сохранения избирательной целевой зоны и исключения запретной зоны; и
транспортировка выделившихся в свободном состоянии углеводородов, газа и жидкостей для переработки.
24. Способ по п.23, в котором этап получения информации с целью определения избирательной целевой зоны высокочастотного нагрева включает этап получения проектных коммерческих параметров, проектных параметров по защите окружающей среды и аналитических данных о целевой зоне углеводородов.
25. Способ по п.23, в котором этап получения информации с целью определения зон, исключающих попадание в них тепла, выделившихся в свободном состоянии углеводородов и критической жидкости включает этап получения проектных коммерческих параметров, проектных параметров по защите окружающей среды и аналитических данных о целевой зоне углеводородов.
26. Система по снижению энергоемкости и потребности в критической жидкости в процессе и после завершения извлечения углеводородов, включающая:
устройство для генерирования двуокиси углерода - СO2 из одного внутреннего источника или внешнего источника метана;
устройство для закачки CO2 в качестве критической жидкости в скважину;
устройство для подачи в скважину катализатора;
устройство для подвода к скважине тепловой энергии;
устройство для переработки горячих жидкостей, включая СО2, метан - СН4, нефть, пар/воду и пары, полученные из скважины, и
устройство для преобразования горячих жидкостей в многократно используемые СО2, CH4, электрическую энергию и воду; и
устройство для использования электрической энергии для подвода тепловой энергии к скважине или для использования во внешней электрической распределительной сети.
устройство для генерирования двуокиси углерода - СO2 из одного внутреннего источника или внешнего источника метана;
устройство для закачки CO2 в качестве критической жидкости в скважину;
устройство для подачи в скважину катализатора;
устройство для подвода к скважине тепловой энергии;
устройство для переработки горячих жидкостей, включая СО2, метан - СН4, нефть, пар/воду и пары, полученные из скважины, и
устройство для преобразования горячих жидкостей в многократно используемые СО2, CH4, электрическую энергию и воду; и
устройство для использования электрической энергии для подвода тепловой энергии к скважине или для использования во внешней электрической распределительной сети.
27. Система по п.26, в которой скважина включает нагнетательный ствол скважины и экстракционный ствол скважины.
28. Система по п.26, в которой система включает отверстие нагнетательного резервуара и отверстие экстракционного резервуара для обеспечения периодического или непрерывного производственного процесса.
29. Система по п.26, дополнительно включающая устройство для подачи композиции гидоксида натрия - NaOH в скважину.
30. Система по п.26, в которой система включает смеситель для смешивания и подачи двуокиси углерода и катализатора в скважину.
31. Система по п.26, в которой устройство для подвода тепловой энергии к скважине включает устройство для генерирования электрической энергии.
32. Система по п.26, в которой устройство для подвода тепловой энергии к скважине включает устройство для подвода высокочастотной энергии.
33. Система по п.26, в которой устройство для переработки горячих жидкостей из скважины включает теплообменник, соединенный с газожидкостным сепаратором и паровой турбиной.
34. Система по п.33, в которой паровая турбина имеет возможность приведения в действие электрического генератора для подачи электроэнергии.
35. Система по п.33, в которой газожидкостный сепаратор имеет возможность подачи жидкой нефти во вторичный теплообменник для генерирования тепла путем вторичной рекуперации тепла.
36. Система по п.28, в которой газожидкостный сепаратор имеет возможность подачи смеси газа, пара/воды и СО2 в ректификационную колонну.
37. Система по п.36, в которой из ректификационной колонны СО2 и СН4 имеют возможность подачи в систему для повторного использования.
38. Система по п.26, в которой система включает устройство для удаления скрытой и остаточной воды из породы, включая нефтеносные пески.
39. Система по п.26, в которой система включает устройство для удаления воды из периодического и непрерывного процесса переработки нефтеносных песков.
40. Система для секвестирования двуокиси углерода - CO2 в коллекторе, включающая:
устройство для закачки СО2 в коллектор;
устройство для промывки коллектора охлажденным сжатым CO2 для удаления остаточного тепла и повышения объемного коэффициента;
устройство для подачи катализатора в коллектор;
устройство для пропускания через коллектор сверхтонких суспендированных в СО2 частиц катализатора низкой плотности;
устройство для закачки влажного CO2 в коллектор для активирования катализатора;
устройство для связывания СO2 с реагирующим материалом; и
устройство для закупоривания коллектора.
устройство для закачки СО2 в коллектор;
устройство для промывки коллектора охлажденным сжатым CO2 для удаления остаточного тепла и повышения объемного коэффициента;
устройство для подачи катализатора в коллектор;
устройство для пропускания через коллектор сверхтонких суспендированных в СО2 частиц катализатора низкой плотности;
устройство для закачки влажного CO2 в коллектор для активирования катализатора;
устройство для связывания СO2 с реагирующим материалом; и
устройство для закупоривания коллектора.
41. Система по п.40, в которой катализатор включает композицию гидроксида натрия - NaOH.
42. Система по п.40, в которой катализатор включает композицию гидроксида калия - КОН.
43. Система по п.40, в которой устройство для пропускания через коллектор сверхтонких суспендированных в СO2 частиц катализатора низкой плотности включает устройство для снижения давления в формации для ускорения осаждения катализатора в коллекторе.
44. Система по п.40, в которой устройство для закачки влажного СО2 в коллектор для активирования катализатора включает устройство для подвода тепла для ускорения катализированной реакции СО2 с формацией минералов.
45. Система для улавливания и секвестирования двуокиси углерода - СO2 и удаления скрытой теплоты из крупных земельных массивов в процессе и после завершения извлечения углеводородов, включающая:
устройство для получения критической СO2, используя выбросы из энергетической установки в качестве источника CO2;
устройство для удаления тепла из формации после завершения извлечения нефти;
устройство для повторного использования тепла из формации для работы электрических генераторов и повышения эффективности; и
устройство для секвестирования двуокиси углерода в формации после завершения извлечения углеводородов.
устройство для получения критической СO2, используя выбросы из энергетической установки в качестве источника CO2;
устройство для удаления тепла из формации после завершения извлечения нефти;
устройство для повторного использования тепла из формации для работы электрических генераторов и повышения эффективности; и
устройство для секвестирования двуокиси углерода в формации после завершения извлечения углеводородов.
46. Система по п.45, дополнительно включающая устройство для удаления остаточных углеводородов из формации после первичного извлечения углеводородов - нефти и газа с использованием критических жидкостей.
47. Система по п.45, дополнительно включающая устройство для охлаждения формации с помощью циркулирующих жидкостей для снижения вязкости углеводородов, нефти, газов и загрязняющих веществ и для снижения подвижности неочищенных и очищенных до и после процесса извлечения углеводородов и загрязняющих веществ из формации.
48. Система по п.45, дополнительно включающая устройство для подвода высокочастотной энергии к единственной целевой зоне и для питания энергией ограниченного массива формации, тем самым снижая подвижность неочищенных и очищенных углеводородов и загрязняющих веществ из формации, снижая относительную вязкость нецелевых углеводородов, нефти, газов и загрязняющих веществ, снижая их относительную подвижность в формации и снижая температуру нецелевых элементов формации, создавая при этом тепловой барьер против миграции нагретых элементов.
49. Система по п.45, в которой устройство для получения критической CO2 с использованием выбросов из энергетической установки в качестве источника CO2 включает ректификационную колонну, соединенную с конденсатором.
50. Система по п.45, в которой устройство для удаления тепла из формации после завершения извлечения нефти включает устройство для закачки сжатой СО2 в формацию и теплообменник для подачи в него СO2 из формации.
51. Система по п.50, в которой устройство для повторного использования тепла из формации включает паровую турбину, соединенную с выходом теплообменника, при этом паровая турбина соединена с электрическим генератором.
52. Система по п.50, в которой устройство для повторного использования тепла из формации включает тепловой насос, соединенный с выходом теплообменника, при этом тепловой насос соединен с электрическим генератором.
53. Система по п.45, в которой устройство для секвестирования двуокиси углерода - CO2 в формации включает:
устройство для закачки СО2 в коллектор;
устройство для промывки коллектора сжатым CO2 и для рециркулирования в коллекторе сжатого СO2 для удаления остаточного тепла до тех пор, пока не будет достигнута заданная оптимальная температура для завершения процесса секвестирования, ликвидации скважины или третичного метода добычи;
устройство для подачи катализатора в коллектор;
устройство для пропускания через коллектор сверхтонких суспендированных в СO2 частиц катализатора низкой плотности;
устройство для закачки влажного СО2 в коллектор для активирования катализатора;
устройство для связывания CO2 с реагирующим материалом; и
устройство для закупоривания коллектора.
устройство для закачки СО2 в коллектор;
устройство для промывки коллектора сжатым CO2 и для рециркулирования в коллекторе сжатого СO2 для удаления остаточного тепла до тех пор, пока не будет достигнута заданная оптимальная температура для завершения процесса секвестирования, ликвидации скважины или третичного метода добычи;
устройство для подачи катализатора в коллектор;
устройство для пропускания через коллектор сверхтонких суспендированных в СO2 частиц катализатора низкой плотности;
устройство для закачки влажного СО2 в коллектор для активирования катализатора;
устройство для связывания CO2 с реагирующим материалом; и
устройство для закупоривания коллектора.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US79909006P | 2006-05-10 | 2006-05-10 | |
| US60/799,090 | 2006-05-10 | ||
| US11/786,474 | 2007-04-12 | ||
| US11/786,474 US7562708B2 (en) | 2006-05-10 | 2007-04-12 | Method and apparatus for capture and sequester of carbon dioxide and extraction of energy from large land masses during and after extraction of hydrocarbon fuels or contaminants using energy and critical fluids |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008148629A RU2008148629A (ru) | 2010-06-20 |
| RU2442885C2 true RU2442885C2 (ru) | 2012-02-20 |
Family
ID=38684032
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008148629/03A RU2442885C2 (ru) | 2006-05-10 | 2007-05-03 | Способ и устройство для улавливания и секвестирования двуокиси углерода и для извлечения энергоносителей из крупных континентальных массивов в процессе и после завершения извлечения углеводородных видов топлива или загрязняющих веществ с использованием электрической энергии и критических жидкостей |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7562708B2 (ru) |
| EP (1) | EP2021579A4 (ru) |
| CN (1) | CN101438027B (ru) |
| AU (1) | AU2007250001B2 (ru) |
| CA (1) | CA2650617C (ru) |
| JO (1) | JO2538B1 (ru) |
| MX (1) | MX2008014313A (ru) |
| NZ (1) | NZ572595A (ru) |
| RU (1) | RU2442885C2 (ru) |
| WO (1) | WO2007133461A2 (ru) |
Families Citing this family (144)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2005041396A2 (en) * | 2003-10-22 | 2005-05-06 | Scherzer Paul L | Method and system for generating electricity utilizing naturally occurring gas |
| US20090050318A1 (en) * | 2005-06-20 | 2009-02-26 | Kasevich Raymond S | Method and apparatus for in-situ radiofrequency assisted gravity drainage of oil (ragd) |
| EP1984599B1 (en) * | 2006-02-16 | 2012-03-21 | Chevron U.S.A., Inc. | Kerogen extraction from subterranean oil shale resources |
| US7506685B2 (en) * | 2006-03-29 | 2009-03-24 | Pioneer Energy, Inc. | Apparatus and method for extracting petroleum from underground sites using reformed gases |
| US9605522B2 (en) * | 2006-03-29 | 2017-03-28 | Pioneer Energy, Inc. | Apparatus and method for extracting petroleum from underground sites using reformed gases |
| US7650939B2 (en) * | 2007-05-20 | 2010-01-26 | Pioneer Energy, Inc. | Portable and modular system for extracting petroleum and generating power |
| US8616294B2 (en) * | 2007-05-20 | 2013-12-31 | Pioneer Energy, Inc. | Systems and methods for generating in-situ carbon dioxide driver gas for use in enhanced oil recovery |
| EP2058471A1 (en) * | 2007-11-06 | 2009-05-13 | Bp Exploration Operating Company Limited | Method of injecting carbon dioxide |
| CA2713536C (en) * | 2008-02-06 | 2013-06-25 | Osum Oil Sands Corp. | Method of controlling a recovery and upgrading operation in a reservoir |
| WO2010024949A2 (en) * | 2008-03-04 | 2010-03-04 | Brigham Young University | Methods for stable sequestration of carbon dioxide in an aquifer |
| FR2929007B1 (fr) * | 2008-03-19 | 2010-03-26 | Inst Francais Du Petrole | Methode de controle de l'integrite d'un stockage geologique contenant du co2 |
| US8124824B2 (en) * | 2008-04-17 | 2012-02-28 | Hirl Michael J | System and method for using super critical state carbon dioxide (CO2) as a hydrocarbon diluent |
| CA2668243A1 (en) * | 2008-06-10 | 2009-12-10 | Alexandre A. Borissov | System and method for producing power from thermal energy stored in a fluid produced during heavy oil extraction |
| US7726402B2 (en) * | 2008-07-03 | 2010-06-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for downhole sequestration of carbon dioxide |
| US8176984B2 (en) * | 2008-07-03 | 2012-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for downhole sequestration of carbon dioxide |
| US8450536B2 (en) * | 2008-07-17 | 2013-05-28 | Pioneer Energy, Inc. | Methods of higher alcohol synthesis |
| DE102008047219A1 (de) * | 2008-09-15 | 2010-03-25 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zur Förderung von Bitumen und/oder Schwerstöl aus einer unterirdischen Lagerstätte, zugehörige Anlage und Betriebsverfahren dieser Anlage |
| US8720549B2 (en) * | 2008-09-26 | 2014-05-13 | Conocophillips Company | Process for enhanced production of heavy oil using microwaves |
| US8783371B2 (en) * | 2009-01-08 | 2014-07-22 | Gerald Blount | Subsurface capture of carbon dioxide |
| 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 |
| US8441361B2 (en) | 2010-02-13 | 2013-05-14 | Mcallister Technologies, Llc | Methods and apparatuses for detection of properties of fluid conveyance systems |
| CA2692994C (en) * | 2009-02-19 | 2015-07-21 | Conocophillips Company | Steam assisted oil recovery and carbon dioxide capture |
| US8729440B2 (en) | 2009-03-02 | 2014-05-20 | Harris Corporation | Applicator and method for RF heating of material |
| US9034176B2 (en) | 2009-03-02 | 2015-05-19 | Harris Corporation | Radio frequency heating of petroleum ore by particle susceptors |
| US8101068B2 (en) | 2009-03-02 | 2012-01-24 | Harris Corporation | Constant specific gravity heat minimization |
| US8120369B2 (en) | 2009-03-02 | 2012-02-21 | Harris Corporation | Dielectric characterization of bituminous froth |
| US8128786B2 (en) | 2009-03-02 | 2012-03-06 | Harris Corporation | RF heating to reduce the use of supplemental water added in the recovery of unconventional oil |
| US8887810B2 (en) | 2009-03-02 | 2014-11-18 | Harris Corporation | In situ loop antenna arrays for subsurface hydrocarbon heating |
| US8494775B2 (en) * | 2009-03-02 | 2013-07-23 | Harris Corporation | Reflectometry real time remote sensing for in situ hydrocarbon processing |
| US8674274B2 (en) | 2009-03-02 | 2014-03-18 | Harris Corporation | Apparatus and method for heating material by adjustable mode RF heating antenna array |
| US8133384B2 (en) | 2009-03-02 | 2012-03-13 | Harris Corporation | Carbon strand radio frequency heating susceptor |
| AU2010223059B2 (en) | 2009-03-13 | 2014-08-14 | Regents Of The University Of Minnesota | Carbon dioxide-based geothermal energy generation systems and methods related thereto |
| US8991510B2 (en) | 2009-03-13 | 2015-03-31 | Regents Of The University Of Minnesota | Carbon dioxide-based geothermal energy generation systems and methods related thereto |
| WO2010120876A1 (en) * | 2009-04-17 | 2010-10-21 | Michael Hirl | System and method for using super critical state carbon dioxide (co2) for hydrocarbon recovery and transport |
| US8555970B2 (en) * | 2009-05-20 | 2013-10-15 | Conocophillips Company | Accelerating the start-up phase for a steam assisted gravity drainage operation using radio frequency or microwave radiation |
| GB0912255D0 (en) * | 2009-07-14 | 2009-08-26 | Statoilhydro Asa | Process |
| US7937948B2 (en) * | 2009-09-23 | 2011-05-10 | Pioneer Energy, Inc. | Systems and methods for generating electricity from carbonaceous material with substantially no carbon dioxide emissions |
| CA2688937C (en) * | 2009-12-21 | 2017-08-15 | N-Solv Corporation | A multi-step solvent extraction process for heavy oil reservoirs |
| CN101788106B (zh) * | 2010-02-10 | 2011-08-03 | 毛恒松 | 二氧化碳的深埋储存方法 |
| EP2534229A4 (en) * | 2010-02-13 | 2014-02-05 | Mcalister Technologies Llc | OXYGENATED FUEL |
| WO2011100720A2 (en) * | 2010-02-13 | 2011-08-18 | Roy Eward Mcalister | Carbon recyling and reinvestment using thermochemical regeneration |
| WO2011109143A1 (en) * | 2010-03-05 | 2011-09-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Co2 storage in organic-rich rock formation with hydrocarbon recovery |
| US8648760B2 (en) | 2010-06-22 | 2014-02-11 | Harris Corporation | Continuous dipole antenna |
| US8695702B2 (en) | 2010-06-22 | 2014-04-15 | Harris Corporation | Diaxial power transmission line for continuous dipole antenna |
| US8450664B2 (en) | 2010-07-13 | 2013-05-28 | Harris Corporation | Radio frequency heating fork |
| US8763691B2 (en) | 2010-07-20 | 2014-07-01 | Harris Corporation | Apparatus and method for heating of hydrocarbon deposits by axial RF coupler |
| US8772683B2 (en) | 2010-09-09 | 2014-07-08 | Harris Corporation | Apparatus and method for heating of hydrocarbon deposits by RF driven coaxial sleeve |
| US8978755B2 (en) | 2010-09-14 | 2015-03-17 | Conocophillips Company | Gravity drainage startup using RF and solvent |
| CA2807852C (en) * | 2010-09-14 | 2016-06-07 | Harris Corporation | Gravity drainage startup using rf & solvent |
| US8960286B2 (en) * | 2010-09-15 | 2015-02-24 | Conocophilips Company | Heavy oil recovery using SF6 and RF heating |
| US8692170B2 (en) | 2010-09-15 | 2014-04-08 | Harris Corporation | Litz heating antenna |
| US8789599B2 (en) | 2010-09-20 | 2014-07-29 | Harris Corporation | Radio frequency heat applicator for increased heavy oil recovery |
| US8646527B2 (en) | 2010-09-20 | 2014-02-11 | Harris Corporation | Radio frequency enhanced steam assisted gravity drainage method for recovery of hydrocarbons |
| NO337537B1 (no) * | 2010-09-29 | 2016-05-02 | Statoil Petroleum As | Fremgangsmåter for å føre inn karbondioksid (CO2) i underjordiske geologiske formasjoner for permanent lagring i disse. |
| US8511378B2 (en) | 2010-09-29 | 2013-08-20 | Harris Corporation | Control system for extraction of hydrocarbons from underground deposits |
| US8373516B2 (en) | 2010-10-13 | 2013-02-12 | Harris Corporation | Waveguide matching unit having gyrator |
| US8616273B2 (en) | 2010-11-17 | 2013-12-31 | Harris Corporation | Effective solvent extraction system incorporating electromagnetic heating |
| US8453739B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-06-04 | Harris Corporation | Triaxial linear induction antenna array for increased heavy oil recovery |
| US8443887B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-05-21 | Harris Corporation | Twinaxial linear induction antenna array for increased heavy oil recovery |
| US8763692B2 (en) | 2010-11-19 | 2014-07-01 | Harris Corporation | Parallel fed well antenna array for increased heavy oil recovery |
| US20120227964A1 (en) * | 2011-03-07 | 2012-09-13 | Conocophillips Company | Carbon dioxide gas mixture processing with steam assisted oil recovery |
| US8877041B2 (en) | 2011-04-04 | 2014-11-04 | Harris Corporation | Hydrocarbon cracking antenna |
| MX365888B (es) | 2011-04-07 | 2019-06-19 | Evolution Well Services | Sistema modular movil electricamente accionado para el uso en la fractura de formaciones subterraneas. |
| US9140110B2 (en) | 2012-10-05 | 2015-09-22 | Evolution Well Services, Llc | Mobile, modular, electrically powered system for use in fracturing underground formations using liquid petroleum gas |
| US11255173B2 (en) | 2011-04-07 | 2022-02-22 | Typhon Technology Solutions, Llc | Mobile, modular, electrically powered system for use in fracturing underground formations using liquid petroleum gas |
| US11708752B2 (en) | 2011-04-07 | 2023-07-25 | Typhon Technology Solutions (U.S.), Llc | Multiple generator mobile electric powered fracturing system |
| US9297240B2 (en) * | 2011-05-31 | 2016-03-29 | Conocophillips Company | Cyclic radio frequency stimulation |
| CN103648615A (zh) * | 2011-06-24 | 2014-03-19 | 莫里斯·B·杜西奥尔特 | 通过在地层中形成不稳定气/盐水界面而封存温室气体的方法 |
| US10669827B2 (en) * | 2011-06-28 | 2020-06-02 | Conocophilips Company | Recycling CO2 in heavy oil or bitumen production |
| WO2013025188A1 (en) | 2011-08-12 | 2013-02-21 | Landmark Graphics Corporation | Systems and methods for the evaluation of passive pressure containment barriers |
| WO2013025627A2 (en) | 2011-08-12 | 2013-02-21 | Mcalister Technologies, Llc | Recycling and reinvestment of carbon from agricultural processes for renewable fuel and materials using thermochemical regeneration |
| CN103987814A (zh) | 2011-08-13 | 2014-08-13 | 麦卡利斯特技术有限责任公司 | 来自生物质废物离解的用于运输和贮存的碳基耐用物品和可再生燃料 |
| EP2744872A4 (en) * | 2011-08-17 | 2015-11-04 | 1234 10Th Street Llc | REDUCTION OF THE CARBON EMISSION INTENSITY OF A FUEL |
| US8967248B2 (en) | 2011-08-23 | 2015-03-03 | Harris Corporation | Method for hydrocarbon resource recovery including actuator operated positioning of an RF sensor and related apparatus |
| US8997864B2 (en) | 2011-08-23 | 2015-04-07 | Harris Corporation | Method for hydrocarbon resource recovery including actuator operated positioning of an RF applicator and related apparatus |
| CN103732716B (zh) | 2011-09-01 | 2017-06-06 | 英派尔科技开发有限公司 | 使用超临界氩组合物从基岩回收物质的系统、材料和方法 |
| US9322254B2 (en) | 2011-10-19 | 2016-04-26 | Harris Corporation | Method for hydrocarbon recovery using heated liquid water injection with RF heating |
| US9157303B2 (en) | 2012-02-01 | 2015-10-13 | Harris Corporation | Hydrocarbon resource heating apparatus including upper and lower wellbore RF radiators and related methods |
| CA2879909C (en) | 2012-07-25 | 2017-05-23 | Saudi Arabian Oil Company | Utilization of microwave technology in enhanced oil recovery process for deep and shallow applications |
| CN102877819B (zh) * | 2012-10-11 | 2015-04-22 | 河南理工大学 | 煤层气井循环注二氧化碳系统 |
| US8944163B2 (en) | 2012-10-12 | 2015-02-03 | Harris Corporation | Method for hydrocarbon recovery using a water changing or driving agent with RF heating |
| US9869167B2 (en) | 2012-11-12 | 2018-01-16 | Terracoh Inc. | Carbon dioxide-based geothermal energy generation systems and methods related thereto |
| US10450207B2 (en) | 2013-01-21 | 2019-10-22 | Natural Systems Utilites, Llc | Systems and methods for treating produced water |
| WO2014113793A1 (en) * | 2013-01-21 | 2014-07-24 | Natural Systems Utilities, Llc | Systems and methods for treating produced water |
| US9267365B2 (en) * | 2013-02-01 | 2016-02-23 | Harris Corporation | Apparatus for heating a hydrocarbon resource in a subterranean formation providing an adjustable liquid coolant and related methods |
| US9284191B2 (en) | 2013-03-15 | 2016-03-15 | Mcalister Technologies, Llc | Carbon-based manufacturing of fiber and graphene materials |
| CA2910486C (en) * | 2013-04-30 | 2020-04-28 | Statoil Canada Limited | Method of recovering thermal energy |
| CA2924517C (en) | 2013-09-16 | 2019-08-20 | Savannah River Nuclear Solutions, Llc | Mass transfer apparatus and method for separation of gases |
| EP3046654A4 (en) | 2013-09-18 | 2016-10-26 | 1234 10Th Street Llc | REDUCING THE INTENSITY OF CARBON EMISSIONS FROM A FUEL |
| CN106030028A (zh) * | 2013-11-21 | 2016-10-12 | 南加州大学 | 利用co2压裂页岩气重整为甲醇 |
| US20160010442A1 (en) * | 2014-05-12 | 2016-01-14 | Qmast LLC, a Colorado Limited Liability Company | Circulation methodologies and systems for hydrocarbon production from oil shale and oil sands and well-rehabilitation and formational pressurization of conventional hydrocarbon systems |
| CN104695926A (zh) * | 2014-12-30 | 2015-06-10 | 王作韬 | 一种低温地热能开采技术方法 |
| EA036808B1 (ru) | 2015-09-30 | 2020-12-23 | Ред Лиф Рисорсиз, Инк. | Постадийный зональный нагрев углеводородсодержащих материалов |
| US10018027B2 (en) | 2016-03-07 | 2018-07-10 | Nacelle Logistics Llc | Natural gas apparatus and method for in-situ processing |
| CN105805969B (zh) * | 2016-04-14 | 2017-11-10 | 中国石油大学(华东) | 一种注co2开采废弃高温气藏地热的工艺方法 |
| CN105750050B (zh) * | 2016-04-16 | 2018-03-02 | 西南石油大学 | 一种绿色节能非成岩水合物二次破碎装置及方法 |
| US10358901B2 (en) * | 2017-07-07 | 2019-07-23 | Sustainable Energy Solutions, Llc | Geologic conversion of carbon dioxide to hydrocarbons |
| CN107542442A (zh) * | 2017-09-26 | 2018-01-05 | 碧海舟（北京）节能环保装备有限公司 | 一种高效节能低污染强力火驱采油系统 |
| US10577905B2 (en) | 2018-02-12 | 2020-03-03 | Eagle Technology, Llc | Hydrocarbon resource recovery system and RF antenna assembly with latching inner conductor and related methods |
| US10767459B2 (en) | 2018-02-12 | 2020-09-08 | Eagle Technology, Llc | Hydrocarbon resource recovery system and component with pressure housing and related methods |
| US10502041B2 (en) | 2018-02-12 | 2019-12-10 | Eagle Technology, Llc | Method for operating RF source and related hydrocarbon resource recovery systems |
| US10151187B1 (en) | 2018-02-12 | 2018-12-11 | Eagle Technology, Llc | Hydrocarbon resource recovery system with transverse solvent injectors and related methods |
| US10577906B2 (en) | 2018-02-12 | 2020-03-03 | Eagle Technology, Llc | Hydrocarbon resource recovery system and RF antenna assembly with thermal expansion device and related methods |
| US10941644B2 (en) | 2018-02-20 | 2021-03-09 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole well integrity reconstruction in the hydrocarbon industry |
| US20190257973A1 (en) * | 2018-02-20 | 2019-08-22 | Saudi Arabian Oil Company | 3-dimensional scanner for downhole well integrity reconstruction in the hydrocarbon industry |
| CN108518219B (zh) * | 2018-03-29 | 2021-08-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种基于天然能量开发油田规模提液选井的评价方法 |
| CN110388195B (zh) * | 2018-04-23 | 2021-09-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 煤层气排采方法及系统 |
| US10641079B2 (en) | 2018-05-08 | 2020-05-05 | Saudi Arabian Oil Company | Solidifying filler material for well-integrity issues |
| WO2020104327A1 (en) * | 2018-11-22 | 2020-05-28 | ETH Zürich | Geothermal energy system |
| US11187068B2 (en) | 2019-01-31 | 2021-11-30 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole tools for controlled fracture initiation and stimulation |
| CN110513092B (zh) * | 2019-09-18 | 2021-08-27 | 吉林大学 | 一种辅助油页岩原位开采用催化燃烧装置及其使用方法 |
| US11168673B2 (en) * | 2019-11-11 | 2021-11-09 | Saudi Arabian Oil Company | Geothermal energy recovery process with selective recirculation |
| CN111022006A (zh) * | 2019-12-06 | 2020-04-17 | 大庆金军石油科技开发有限公司 | 一种二氧化碳复合吞吐提高页岩油井采收率的方法 |
| EP4117804A4 (en) * | 2020-03-09 | 2024-04-24 | Carbon Geocycle Inc | METHOD AND SYSTEM FOR CAPTURE AND SEQUESTRATION OF GREENHOUSE GAS |
| US11414963B2 (en) | 2020-03-25 | 2022-08-16 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore fluid level monitoring system |
| US11280178B2 (en) | 2020-03-25 | 2022-03-22 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore fluid level monitoring system |
| US11125075B1 (en) | 2020-03-25 | 2021-09-21 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore fluid level monitoring system |
| US11414984B2 (en) | 2020-05-28 | 2022-08-16 | Saudi Arabian Oil Company | Measuring wellbore cross-sections using downhole caliper tools |
| US11414985B2 (en) | 2020-05-28 | 2022-08-16 | Saudi Arabian Oil Company | Measuring wellbore cross-sections using downhole caliper tools |
| US11631884B2 (en) | 2020-06-02 | 2023-04-18 | Saudi Arabian Oil Company | Electrolyte structure for a high-temperature, high-pressure lithium battery |
| US11149510B1 (en) | 2020-06-03 | 2021-10-19 | Saudi Arabian Oil Company | Freeing a stuck pipe from a wellbore |
| US11391104B2 (en) | 2020-06-03 | 2022-07-19 | Saudi Arabian Oil Company | Freeing a stuck pipe from a wellbore |
| US11719089B2 (en) | 2020-07-15 | 2023-08-08 | Saudi Arabian Oil Company | Analysis of drilling slurry solids by image processing |
| AR123020A1 (es) | 2020-07-21 | 2022-10-26 | Red Leaf Resources Inc | Métodos para procesar en etapas esquistos bituminosos |
| US11255130B2 (en) | 2020-07-22 | 2022-02-22 | Saudi Arabian Oil Company | Sensing drill bit wear under downhole conditions |
| US11506044B2 (en) | 2020-07-23 | 2022-11-22 | Saudi Arabian Oil Company | Automatic analysis of drill string dynamics |
| US11867008B2 (en) | 2020-11-05 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | System and methods for the measurement of drilling mud flow in real-time |
| CN112360408A (zh) * | 2020-12-03 | 2021-02-12 | 西南石油大学 | 一种注二氧化碳热流体提高稠油采收率的新方法 |
| US11434714B2 (en) | 2021-01-04 | 2022-09-06 | Saudi Arabian Oil Company | Adjustable seal for sealing a fluid flow at a wellhead |
| US11697991B2 (en) | 2021-01-13 | 2023-07-11 | Saudi Arabian Oil Company | Rig sensor testing and calibration |
| US11572752B2 (en) | 2021-02-24 | 2023-02-07 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole cable deployment |
| US11727555B2 (en) | 2021-02-25 | 2023-08-15 | Saudi Arabian Oil Company | Rig power system efficiency optimization through image processing |
| US11846151B2 (en) | 2021-03-09 | 2023-12-19 | Saudi Arabian Oil Company | Repairing a cased wellbore |
| US11725504B2 (en) | 2021-05-24 | 2023-08-15 | Saudi Arabian Oil Company | Contactless real-time 3D mapping of surface equipment |
| US11619097B2 (en) | 2021-05-24 | 2023-04-04 | Saudi Arabian Oil Company | System and method for laser downhole extended sensing |
| FR3125011B1 (fr) * | 2021-07-12 | 2023-07-14 | Technip France | Procédé de régulation d’une installation pour la séquestration géologique de dioxyde de carbone, adaptée à une alimentation par énergie renouvelable |
| US11613968B2 (en) | 2021-08-31 | 2023-03-28 | Saudi Arabian Oil Company | Methodology to increase CO2 sequestration efficiency in reservoirs |
| US11624265B1 (en) | 2021-11-12 | 2023-04-11 | Saudi Arabian Oil Company | Cutting pipes in wellbores using downhole autonomous jet cutting tools |
| US11867012B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
| US11954800B2 (en) | 2021-12-14 | 2024-04-09 | Saudi Arabian Oil Company | Converting borehole images into three dimensional structures for numerical modeling and simulation applications |
| EP4212697A1 (en) * | 2022-01-18 | 2023-07-19 | Horisont Energi AS | System and method for optimized withdrawal of fluid for long term storage in a subterranean void from storage tanks |
| WO2023219513A1 (en) * | 2022-05-12 | 2023-11-16 | Gude Gudesen Hans | Gas separation method and system |
| US11739616B1 (en) | 2022-06-02 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Forming perforation tunnels in a subterranean formation |
| US11955782B1 (en) | 2022-11-01 | 2024-04-09 | Typhon Technology Solutions (U.S.), Llc | System and method for fracturing of underground formations using electric grid power |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2057915C1 (ru) * | 1993-04-12 | 1996-04-10 | Всесоюзный научно-исследовательский геологоразведочный институт | Способ добычи высоковязкой нефти |
| RU2061858C1 (ru) * | 1993-06-15 | 1996-06-10 | Всесоюзный нефтяной научно-исследовательский геолого-разведочный институт | Способ повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2107129C1 (ru) * | 1996-08-20 | 1998-03-20 | Ильшат Хамиевич Бикбулатов | Способ ликвидации загрязнения подземных вод |
| US6024866A (en) * | 1989-08-01 | 2000-02-15 | Baker-Hughes Incorporated | Method of scavenging hydrogen sulfide from hydrocarbons |
| RU2163957C2 (ru) * | 1999-06-01 | 2001-03-10 | Государственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-исследовательский институт ВИОГЕМ" | Способ ликвидации загрязненных подземных вод |
| RU2232721C1 (ru) * | 2003-10-06 | 2004-07-20 | Медведев Александр Дмитриевич | Нейтрализатор агрессивных газов в средах нефтяных месторождений |
| US6890497B2 (en) * | 1998-08-18 | 2005-05-10 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Method for extracting and sequestering carbon dioxide |
| US7132090B2 (en) * | 2003-05-02 | 2006-11-07 | General Motors Corporation | Sequestration of carbon dioxide |
Family Cites Families (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US314880A (en) | 1885-03-31 | Machine | ||
| US314857A (en) | 1885-03-31 | Fabric for wrappers | ||
| US1615121A (en) | 1920-03-03 | 1927-01-18 | Fyleman Martin Ernest | Process for separating mineral oils or the like from sand or rock |
| US1791797A (en) | 1928-05-05 | 1931-02-10 | Univ Alberta | Process and apparatus for separating and treating bituminous sands |
| US2903407A (en) | 1956-04-16 | 1959-09-08 | Union Oil Co | Bituminous sand process |
| US2924772A (en) | 1957-08-23 | 1960-02-09 | Ite Circuit Breaker Ltd | Identometer for transformer steels |
| US3664422A (en) * | 1970-08-17 | 1972-05-23 | Dresser Ind | Well fracturing method employing a liquified gas and propping agents entrained in a fluid |
| US3951778A (en) | 1972-12-20 | 1976-04-20 | Caw Industries, Inc. | Method of separating bitumin from bituminous sands and preparing organic acids |
| GB1495722A (en) | 1974-07-25 | 1977-12-21 | Coal Ind | Extraction of oil shales and tar sands |
| US4196329A (en) | 1976-05-03 | 1980-04-01 | Raytheon Company | Situ processing of organic ore bodies |
| US4140179A (en) | 1977-01-03 | 1979-02-20 | Raytheon Company | In situ radio frequency selective heating process |
| US4508168A (en) | 1980-06-30 | 1985-04-02 | Raytheon Company | RF Applicator for in situ heating |
| US4363717A (en) | 1981-01-15 | 1982-12-14 | Mobil Oil Corporation | Conversion of heavy hydrocarbon oils |
| US4401162A (en) | 1981-10-13 | 1983-08-30 | Synfuel (An Indiana Limited Partnership) | In situ oil shale process |
| US4438816A (en) | 1982-05-13 | 1984-03-27 | Uop Inc. | Process for recovery of hydrocarbons from oil shale |
| USRE32302E (en) * | 1982-10-25 | 1986-12-09 | Halliburton Company | Fracturing method for stimulation of wells utilizing carbon dioxide based fluids |
| US5055180A (en) | 1984-04-20 | 1991-10-08 | Electromagnetic Energy Corporation | Method and apparatus for recovering fractions from hydrocarbon materials, facilitating the removal and cleansing of hydrocarbon fluids, insulating storage vessels, and cleansing storage vessels and pipelines |
| US4736792A (en) * | 1986-12-30 | 1988-04-12 | Texaco Inc. | Viscous oil recovery method |
| US5170727A (en) | 1991-03-29 | 1992-12-15 | Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation | Supercritical fluids as diluents in combustion of liquid fuels and waste materials |
| US5358046A (en) * | 1993-01-07 | 1994-10-25 | Marathon Oil Company | Oil recovery process utilizing a supercritical carbon dioxide emulsion |
| FI93640C (fi) | 1993-03-05 | 1995-05-10 | Valtion Teknillinen | Menetelmä fenolin valmistamiseksi bentseenistä suoralla hapetuksella |
| GB9403037D0 (en) | 1994-02-17 | 1994-04-06 | Euratom | Process and vehicle for the reduction of atmospheric carbon dioxide |
| US6668554B1 (en) * | 1999-09-10 | 2003-12-30 | The Regents Of The University Of California | Geothermal energy production with supercritical fluids |
| NZ522211A (en) | 2000-04-24 | 2004-05-28 | Shell Int Research | A method for treating a hydrocarbon containing formation |
| WO2002074881A1 (en) | 2001-03-19 | 2002-09-26 | Deinking/Solvent Extraction Technologies Ltd. | A process for the catalytic reduction of heavy oils, kerogens, plastics, bio - masses, sludges, and organic waste to light hydrocarbon liquids, carbon dioxide-and amines |
| US6669917B2 (en) | 2001-07-31 | 2003-12-30 | General Electric Co. | Process for converting coal into fuel cell quality hydrogen and sequestration-ready carbon dioxide |
| US20040161364A1 (en) | 2003-02-10 | 2004-08-19 | Carlson Peter S. | Carbon sequestration in aqueous environments |
| US7461693B2 (en) * | 2005-12-20 | 2008-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method for extraction of hydrocarbon fuels or contaminants using electrical energy and critical fluids |
-
2007
- 2007-04-12 US US11/786,474 patent/US7562708B2/en active Active
- 2007-05-03 NZ NZ572595A patent/NZ572595A/xx unknown
- 2007-05-03 MX MX2008014313A patent/MX2008014313A/es active IP Right Grant
- 2007-05-03 WO PCT/US2007/010681 patent/WO2007133461A2/en active Application Filing
- 2007-05-03 CN CN2007800164885A patent/CN101438027B/zh active Active
- 2007-05-03 AU AU2007250001A patent/AU2007250001B2/en active Active
- 2007-05-03 EP EP20070776651 patent/EP2021579A4/en not_active Ceased
- 2007-05-03 RU RU2008148629/03A patent/RU2442885C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-05-03 CA CA2650617A patent/CA2650617C/en active Active
- 2007-05-07 JO JO2007179A patent/JO2538B1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6024866A (en) * | 1989-08-01 | 2000-02-15 | Baker-Hughes Incorporated | Method of scavenging hydrogen sulfide from hydrocarbons |
| RU2057915C1 (ru) * | 1993-04-12 | 1996-04-10 | Всесоюзный научно-исследовательский геологоразведочный институт | Способ добычи высоковязкой нефти |
| RU2061858C1 (ru) * | 1993-06-15 | 1996-06-10 | Всесоюзный нефтяной научно-исследовательский геолого-разведочный институт | Способ повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2107129C1 (ru) * | 1996-08-20 | 1998-03-20 | Ильшат Хамиевич Бикбулатов | Способ ликвидации загрязнения подземных вод |
| US6890497B2 (en) * | 1998-08-18 | 2005-05-10 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Method for extracting and sequestering carbon dioxide |
| RU2163957C2 (ru) * | 1999-06-01 | 2001-03-10 | Государственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-исследовательский институт ВИОГЕМ" | Способ ликвидации загрязненных подземных вод |
| US7132090B2 (en) * | 2003-05-02 | 2006-11-07 | General Motors Corporation | Sequestration of carbon dioxide |
| RU2232721C1 (ru) * | 2003-10-06 | 2004-07-20 | Медведев Александр Дмитриевич | Нейтрализатор агрессивных газов в средах нефтяных месторождений |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2007133461A3 (en) | 2008-10-30 |
| US20070261844A1 (en) | 2007-11-15 |
| MX2008014313A (es) | 2008-11-26 |
| NZ572595A (en) | 2012-08-31 |
| AU2007250001A1 (en) | 2007-11-22 |
| US7562708B2 (en) | 2009-07-21 |
| JO2538B1 (en) | 2010-09-05 |
| EP2021579A2 (en) | 2009-02-11 |
| WO2007133461A2 (en) | 2007-11-22 |
| CN101438027B (zh) | 2013-09-18 |
| CN101438027A (zh) | 2009-05-20 |
| CA2650617C (en) | 2012-08-07 |
| CA2650617A1 (en) | 2007-11-22 |
| AU2007250001B2 (en) | 2010-06-24 |
| EP2021579A4 (en) | 2013-10-30 |
| RU2008148629A (ru) | 2010-06-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2442885C2 (ru) | Способ и устройство для улавливания и секвестирования двуокиси углерода и для извлечения энергоносителей из крупных континентальных массивов в процессе и после завершения извлечения углеводородных видов топлива или загрязняющих веществ с использованием электрической энергии и критических жидкостей | |
| AU2006333539B2 (en) | Method for extraction of hydrocarbon fuels or contaminants using electrical energy and critical fluids | |
| RU2263774C2 (ru) | Способ получения углеводородов из богатой органическими соединениями породы | |
| JP5214459B2 (ja) | 溶液採鉱システム及び炭化水素含有地層の処理方法 | |
| AU2002353887B2 (en) | In situ upgrading of coal | |
| RU2415259C2 (ru) | Последовательное нагревание множества слоев углеводородсодержащего пласта | |
| US8616279B2 (en) | Water treatment following shale oil production by in situ heating | |
| US8261823B1 (en) | Integrated in situ retorting and refining of oil shale | |
| CN104583359B (zh) | 微波技术在用于深层和浅层应用的提高采油率工艺中的利用 | |
| US8096349B2 (en) | Apparatus for extraction of hydrocarbon fuels or contaminants using electrical energy and critical fluids | |
| AU2002353887A1 (en) | In situ upgrading of coal | |
| CN102947539A (zh) | 传导对流回流干馏方法 | |
| US20140054032A1 (en) | In Situ Retorting and Refining of Hydrocarbons | |
| US20150192002A1 (en) | Method of recovering hydrocarbons from carbonate and shale formations | |
| Veil et al. | Water issues associated with heavy oil production. | |
| CA2788203C (en) | In situ retorting and refining of hydrocarbons and a selected metal from oil shale, tar sands and depleted oil and gas deposits | |
| AU2011205183B2 (en) | Apparatus for extraction of hydrocarbon fuels or contaminants using electrical energy and critical fluids | |
| BRPI0712527A2 (pt) | método e um equipamento para captura e sequestro de dióxido de carbono e extração de energia de grandes massas do solo durante e depois da extração de combustìvel a base de hidrocarbonetos ou de contaminantes usando energia e fluidos crìticos | |
| Tshimanga | In-situ generation of electricity from fossil fuels | |
| Miedzińska et al. | Methods of CO2 acquisition and costs reduction in shale rocks fracturing technology | |
| AU2011265353A1 (en) | Method for extraction of hydrocarbon fuels or contaminants using electrical energy and critical fluids |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130504 |