RU2465444C2 - Способ разделения в жидкости газов для добычи нефти, система для добычи нефти и способ добычи нефти - Google Patents

Способ разделения в жидкости газов для добычи нефти, система для добычи нефти и способ добычи нефти Download PDF

Info

Publication number
RU2465444C2
RU2465444C2 RU2009134496/03A RU2009134496A RU2465444C2 RU 2465444 C2 RU2465444 C2 RU 2465444C2 RU 2009134496/03 A RU2009134496/03 A RU 2009134496/03A RU 2009134496 A RU2009134496 A RU 2009134496A RU 2465444 C2 RU2465444 C2 RU 2465444C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
composition
formation
paragraphs
liquid
Prior art date
Application number
RU2009134496/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2009134496A (ru
Inventor
Заида ДИАЗ (US)
Заида Диаз
Реймонд Николас ФРЕНЧ (US)
Реймонд Николас ФРЕНЧ
Джефри Мэтью УОРЕН (NL)
Джефри Мэтью УОРЕН
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of RU2009134496A publication Critical patent/RU2009134496A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2465444C2 publication Critical patent/RU2465444C2/ru

Links

Images

Classifications

    • 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
    • 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
    • C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Группа изобретений относится к способу и системе разделения газов с помощью жидкости, используемых для добычи нефти. Обеспечивает повышение эффективности способа и повышения надежности работы системы. Сущность изобретений: способ включает обеспечение потока газа, по меньшей мере одного, желательного для нефтеотдачи подземного пласта; обеспечение потока газа, по меньшей мере одного, нежелательного для нефтеотдачи подземного пласта; обеспечение взаимодействия газовых потоков с жидкостью-растворителем, включающим сероуглерод и/или его производные, с возможностью поглощения жидкостью-растворителем желательного газа в 2-20 раз больше, чем нежелательного газа; закачку смеси газа с жидкостью в подземный пласт для обеспечения смешивающегося или несмешивающегося вытеснения нефти в этом пласте. 3 н. и 29 з.п. ф-лы, 6 ил.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к системам и способам для селективного поглощения одного или нескольких газов в жидкости.
Уровень техники
Повышенная нефтеотдача (ПНО) может быть использована для увеличения нефтеотдачи на месторождениях во всем мире. Существуют три основных типа ПНО: термический, закачивание химического реагента/полимера и закачивание газа, которые могут быть использованы для увеличения нефтеотдачи из пласта по сравнению с нефтеотдачей, которая может быть достигнута с использованием традиционных приемов - с возможным продлением срока эксплуатации месторождения и повышением коэффициента нефтеотдачи.
Термическое повышение нормы добычи обусловлено воздействием тепла на пласт. На практике наиболее широко применяется вытеснение нефти паром, при котором вязкость нефти снижается настолько, что она может перетекать к продуктивным скважинам. Нагнетание в пласт растворов химических реагентов повышает нефтеотдачу за счет снижения капиллярных сил, которые удерживают остаточную нефть. Нагнетание в пласт растворов полимеров улучшает эффективность вытеснения нефти введенной водой. Закачивание смешивающимся газом действует таким же образом, как и нагнетание в пласт растворов химических реагентов. Под действием закачивания флюида, который смешивается с нефтью, может быть извлечена удерживаемая остаточная нефть.
Часто нефть извлекается из нефтеносного пласта неравномерным образом. То есть большая часть нефти добывается из участков пласта с большей дренируемостью, причем относительно немного нефти приходит из участков с плохой дренируемостью. Это особенно справедливо для пластов с высокой трещиноватостью или пластов, в которых имеются участки с широкой вариацией проницаемости, где нефть остается в менее доступных частях пласта. В таких пластах обычная обработка заводнением при вторичном извлечении часто имеет ограниченное значение, поскольку введенный флюид имеет тенденцию распространяться или проходить сквозь те же самые участки пласта, которые восприимчивы к хорошей проницаемости, таким образом, участки пласта с плохой проницаемостью или шунтируются, или обрабатываются флюидом лишь в ограниченной степени.
Некоторые жидкости и газы являются желательными для обработки заводнением при вторичном извлечении, так как они обладают способностью смешиваться с нефтью в соответствующих местах и добываются из пласта в виде смеси. Другие жидкости и газы являются нежелательными для обработки заводнением при вторичном извлечении, поскольку они не смешиваются с нефтью в соответствующих местах и часто просачиваются через пласт, оставляя большую часть нефти в пласте. В определенных ситуациях существует газовый поток, содержащий как желательные, так и нежелательные газы. Существует потребность в системах и способах разделения желательных газов от нежелательных газов.
Обратимся к фиг.1, где изображена известная система 100. Система 100 включает в себя подземный пласт 102, подземный пласт 104, подземный пласт 106 и подземный пласт 108. На поверхности находятся оборудование и устройства для ведения добычи 110. Скважина 112 пересекает пласты 102 и 104 и заканчивается в пласте 106. Часть пласта 106 обозначена как 114. Нефть и/или газ, добываемые из пласта 106 с помощью скважины 112, поступают в эксплуатационный объект 110. Газ и жидкость могут быть разделены между собой, причем газ хранится в газовом резервуаре 116, а жидкость хранится в резервуаре 118 для жидкости.
В патенте США №5167280 раскрыт способ стимулирования добычи растворителем, в котором понижающий вязкость реагент циркулирует через горизонтальную скважину с помощью эксплуатационной обсадной колонны. Указанный реагент находится в эксплуатационной обсадной колонне и поступает в межтрубное пространство, образовавшееся между указанной обсадной колонной и хвостовиком. Указанный реагент диффундирует в пласт при давлении ниже пластового давления. Когда указанный реагент диффундирует через пласт под действием концентрационного градиента, он снижает вязкость нефти и обеспечивает ее подвижность. Одновременно нефть с пониженной вязкостью мигрирует в скважину под действием перепада давления. Псевдостационарная скорость добычи достигается, когда конвективное движение нефти с пониженной вязкостью точно уравновешивается скоростью диффузии реагента, понижающего вязкость в стимулируемой радиальной зоне вдоль указанной скважины. Это вызывает движение большого объема нефти через обширную поверхностную площадь ствола скважины, таким образом, добываются увеличенные объемы флюидов из пласта. Понижающий вязкость реагент может быть выбран из соединений группы, состоящей из диоксида углерода, дымовых газов, монооксида углерода, гелия, водорода, углеводородов С1-С10, метанола, этанола, толуола, сероуглерода и их смесей. Патент США №5167280 полностью включен в настоящее изобретение как ссылка.
Доступны потоки газовых смесей, например, отходящие потоки химического производства или нагревателя, которые могут быть использованы для ПНО. Однако эти потоки газовых смесей могут содержать один или несколько газов, которые желательны для ПНО, и один или несколько газов, которые нежелательны для ПНО. Существует потребность в отделении желательных газов от нежелательных.
Кроме того, существует потребность в усовершенствованных системах и способах для повышения нефтеотдачи. Существует потребность в усовершенствованных системах и способах для повышения нефтеотдачи с использованием инжектируемых смесей. Существует потребность в усовершенствованных системах и способах для повышения нефтеотдачи с использованием усовершенствованных устройств и способов смешения инжектируемого агента.
Краткое изложение изобретения
В одном аспекте изобретение предоставляет способ поглощения газов в жидкости, который включает в себя обеспечение потока, по меньшей мере, одного желательного газа и, по меньшей мере, одного нежелательного газа, взаимодействие газового потока с жидкостью таким образом, чтобы жидкость поглощала в большей степени желательный газ, чем нежелательный газ, и выпуск смеси жидкости и газа в подземный пласт.
В другом аспекте изобретение предоставляет систему для добычи нефти и/или газа, которая включает в себя первый состав, содержащий жидкость, второй состав, содержащий, по меньшей мере, один желательный газ и, по меньшей мере, один нежелательный газ, аппарат для поглощения, по меньшей мере, части второго состава в первом составе, с целью создания третьего состава, содержащего указанную жидкость, большую часть желательного газа и меньшую часть нежелательного газа, и средство для выпуска, по меньшей мере, части третьего состава в подземный пласт.
В другом аспекте изобретение предоставляет способ для добычи нефти и/или газа, который включает в себя контактирование первого состава, содержащего сероуглерод, со вторым составом, содержащим сероводород или диоксид углерода, с целью создания третьего состава, содержащего сероуглерод и сероводород и/или диоксид углерода, и выпуск третьего состава в пласт.
Преимущества изобретения заключаются в следующем.
Усовершенствованные системы и способы обеспечивают повышенные нормы добычи углеводородов из пласта с помощью сероуглерода и состава, содержащего газ.
Усовершенствованные системы и способы обеспечивают повышение нормы добычи углеводородов из пласта с помощью флюида, содержащего сероуглерод, и состава, содержащего газ.
Усовершенствованные системы и способы обеспечивают повышение нефтеотдачи.
Усовершенствованные системы и способы обеспечивают получение сероуглерода и состава, содержащего газ.
Усовершенствованные системы и способы обеспечивают повышение нефтеотдачи с использованием соединения, которое смешивается с нефтью на месте.
Усовершенствованные системы и способы обеспечивают получение и/или использование серосодержащих реагентов для повышения нефтеотдачи.
Краткое описание чертежей
На фиг.1 показана система для добычи нефти и/или газа.
На фиг.2 показана система для поглощения жидкости и газа.
На фиг.3 показана система для добычи нефти и/или газа.
Фиг.4 представляет собой таблицу с данными растворимости газов.
На фиг.5 приведен график данных о растворимости газов.
Фиг.6 представляет собой таблицу с данными растворимости газов.
Подробное описание изобретения
Как видно из фигуры 2, в одном варианте осуществления изобретения поток 6 жидкого растворителя, например сероуглерода, поступает в насос 1, и таким образом, получают поток 7 жидкого растворителя, имеющий давление 35 бар (3,5 МПа) и температуру 27°С. Поток 7 жидкого растворителя и смешанный газовый поток 8, например, диоксид углерода и азот, направляется в колонну абсорбера 2. Смешанный газовый поток 8 содержит 50% диоксида углерода и 50% азота по объему при давлении 35 бар и температуре 40°С. Молярное отношение расходов газового потока 8 к жидкому потоку 7 равно 22. В колонне абсорбера 2 имеются 10 тарелок или стадий, конденсатор дистиллята 3 и донный кипятильник 4. Колонна абсорбера 2 эксплуатируется при флегмовом числе, равном 0,35. Конденсатор 3, который эксплуатируется при давлении 32 бар и температуре -37°С, охлаждается охлаждающим потоком 9. Одним из возможных источников охлаждающего потока 9 является пропановый контур. Кроме того, доступны и другие способы обеспечения охлаждения, которые известны специалистам в этой области техники. Кипятильник 4 нагревается с помощью нагревающего потока 10 и эксплуатируется в условиях давления 34 бар, при температуре -8°С. Поток дистиллятного продукта 11 содержит 57% азота и 43% диоксида углерода по объему, причем сероуглерод практически отсутствует. Поток остаточного продукта 12 содержит 73% диоксида углерода, 26% сероуглерода и 1% азота по объему. Молярное отношение расходов потока 11 дистиллятного продукта к потоку остаточного продукта 12 равно пяти. Используя насос 5, повышают давление потока 12 остаточного продукта с целью закачивания в подземный пласт. В условиях нефтяного слоя при давлении 60 бар и температуре 20°С инжектируемая однофазная смесь имеет плотность 1,015 г/см3, в то время как в условиях нефтеносного слоя при 90 бар и 50°С, инжектируемая однофазная смесь имеет плотность 0,86 г/см3. Для специалистов в этой области техники будет очевидно, что отношение газа к жидкости в смеси можно регулировать в соответствии с условиями нефтеносного слоя.
Сероуглерод приблизительно в 50-100 раз более эффективно поглощает диоксид углерода, чем азот в абсорбере, например, приблизительно в 75 раз более эффективен.
Сырьевые потоки абсорбера 2 и условия эксплуатации можно регулировать таким образом, чтобы поток 12 содержал приблизительно от 10% до 50% сероуглерода, приблизительно от 30% до 90% диоксида углерода и приблизительно меньше чем 10% азота по объему, например, приблизительно меньше чем 5% или приблизительно меньше чем 1%.
Поток 12 можно смешивать приблизительно с 20-80% сероводорода, например, приблизительно от 40% до 60% по объему.
Поток 6, содержащий сероуглерод, может быть неочищенным сероуглеродом, который получен с использованием систем и/или способов, описанных в патентной заявке 11/409436, поданной 19 апреля 2006, которая имеет номер досье ТН2616 (у патентного поверенного) и которая полностью включена в настоящее изобретение как ссылка.
Абсорбер 2 может эксплуатироваться под давлением приблизительно от 5 до 50 бар, например, приблизительно от 10 до 40 бар.
Абсорбер 2 эксплуатируется при температуре приблизительно от -50 до 100 градусов Цельсия, например, приблизительно от -20 до 50°С.
Поток 8, содержащий диоксид углерода и азот, может быть потоком отходов процесса сжигания газа.
Как видно из фиг.3, в некоторых вариантах осуществления газообразный поток 19, содержащий сероуглерод и один или более следующих компонентов: диоксид углерода, сероводород, метан, этан, пропан, бутан и/или пентан, поступает в насос 14, с целью достижения давления, которое необходимо для закачивания в подземный пласт. Затем инжектируемый поток 20 повышенного давления закачивают в скважину 15, в нефтеносный пласт 16. Полученный поток 21 флюида из продуктивной скважины 17 может содержать компоненты инжектируемой смеси, нефть и другие углеводороды, газы, воду, растворенные и нерастворенные компоненты, минералы и соли и другие вещества. В некоторых вариантах осуществления нагнетательная скважина 15 и продуктивная скважина 17 аналогичны скважинам процесса "Циклического нагнетания пара". Полученный поток 21 можно перерабатывать на поверхности, в производственной перерабатывающей установке 18, чтобы получить поток 22, содержащий углеводородный продукт, поток 23, содержащий компоненты инжектируемой смеси, и один или несколько потоков, представленных на фигуре как поток 24, содержащий одно или несколько других полученных веществ. Возможно, что потоки, выходящие из производственной перерабатывающей установки, будут содержать нечистые желательные компоненты, например, в потоке 23 или потоке 24 могут находиться несколько углеводородов. Затем поток 23, содержащий один или несколько компонентов инжектируемой смеси, можно рециркулировать путем смешивания с потоком 20 для закачивания в подземный пласт. В случае необходимости могут быть введены дополнительные компоненты инжектируемой смеси через поток 25 для того, чтобы получить желательную композицию для введения в подземный пласт.
Подходящие системы и способы для закачивания сероуглеродного состава и добычи углеводородов описаны в патентной заявке 11/409436, поданной 19 апреля 2006, которая имеет номер досье ТН2616 (у патентного поверенного) и которая полностью включена в настоящее изобретение как ссылка.
Сероуглеродный состав может включать в себя сероуглерод и/или производные сероуглерода, например, тиокарбонаты, ксантогенаты и их смеси; и необязательно один или более из следующих компонентов: сероводород, сера, диоксид углерода, углеводороды и их смеси.
Сероуглеродный состав или сероуглеродный состав, смешанный с другими компонентами, может смешиваться с нефтью и/или газом в пласте 16. В некоторых вариантах осуществления сероуглеродный состав или сероуглеродный состав, смешанный с другими компонентами, может смешиваться с нефтью и/или газом в пласте 16 с образованием смешиваемой смеси, которая добывается из скважины 17.
Сероуглеродный состав или сероуглеродный состав, смешанный с другими компонентами, может не смешиваться с нефтью и/или газом в пласте 16. В некоторых вариантах осуществления сероуглеродный состав или сероуглеродный состав, смешанный с другими компонентами, может не смешиваться с нефтью и/или газом в пласте 16, так что сероуглеродный состав или сероуглеродный состав, смешанный с другими компонентами, перемещается в пласте 16 как поршень, проталкивая нефть и/или газ к скважине 17.
Некоторое количество сероуглеродного состава или сероуглеродного состава, смешанного с другими компонентами, может вводиться в скважину 15, с последующим вводом другого компонента для продвижения по всему пласту 16 сероуглеродного состава или сероуглеродного состава, смешанного с другими компонентами, например, воздуха; воды в виде пара или жидкости; воды, смешанной с одним или более компонентами группы, содержащей соли, полимеры, и/или поверхностно-активные вещества; диоксид углерода; другие газы; другие жидкости; и/или их смеси.
На фиг.4 показаны данные растворимости различных газов в сероуглероде в виде таблицы. Как можно увидеть в таблице, сероводород, диоксид углерода и метан легче растворяются в сероуглероде и/или в больших количествах, чем кислород, монооксид углерода и азот.
На фиг.5 в виде графика приведены значения давления насыщения различных газов в смеси с сероуглеродом. Как можно увидеть из графика, для данной смеси «газ - сероуглерод» с повышением давления может быть увеличено количество газа, удерживаемого в растворе. Напротив, понижение давления будет вызывать десорбцию части газа из раствора. Кроме того, при заданном давлении можно растворить в сероуглероде гораздо большее количество сероводорода, диоксида углерода и/или метана по сравнению с гораздо меньшим количеством кислорода, монооксида углерода и/или азота.
Растворитель может смешиваться с желательным газом и нежелательным газом с образованием смеси растворитель - газ. Смесь растворитель - газ содержит более высокую долю желательного газа по сравнению с нежелательным газом, что обусловлено более высокой растворимостью желательного газа в растворителе по сравнению с нежелательным газом. Более высокая доля желательного газа может быть, по меньшей мере, приблизительно в два раза больше, по меньшей мере, приблизительно в пять, по меньшей мере, приблизительно в десять раз больше или, по меньшей мере, приблизительно в двадцать раз больше.
На фиг.6 в виде таблицы приведены данные о растворимости газообразного диоксида углерода в различных растворителях. Как видно из таблицы, для растворения диоксида углерода могут быть использованы многочисленные растворители.
Растворитель для растворения одного или нескольких желательных газов может быть выбран из тех, что приведены на фиг.6. В качестве альтернативы растворитель может быть выбран из сероуглерода, бензола, толуола, ксилола, хлорированных углеводородов, например, четыреххлористого углерода или метиленхлорида, углеводородов C6-C15, таких как бензин или дизельное топливо, минеральные масла, другие нафтеновые или парафиновые углеводороды и/или их смеси.
Желательный газ может быть одним или несколькими газами из сероводорода, диоксида углерода, метана, этана, пропана, бутана, пентана и/или их смесей.
Нежелательный газ может включать один или несколько газов из кислорода, монооксида углерода, азота и/или их смесей.
Смесь из растворителя, большей части одного или нескольких желательных газов и меньшей части одного или нескольких нежелательных газов может быть введена в подземный пласт.
Смесь из растворителя, большей части одного или нескольких желательных газов и меньшей части одного или нескольких нежелательных газов может быть введена в подземный пласт для использования с целью повышения нефтеотдачи углеводородов из подземного пласта.
В одном примере растворитель - сероуглерод смешивается, по меньшей мере, с одним компонентом из следующей группы: сероводород, диоксид углерода, метан, этан, пропан, бутан, пентан и, по меньшей мере, с одним из следующей группы: кислород, монооксид углерода и азот, с образованием смеси. Затем эта смесь может быть введена в подземный пласт. Эта смесь может содержать приблизительно 20-50% сероуглерода, около 20-50% сероводорода и приблизительно меньше чем по 10% каждого из кислорода и азота. Эта смесь может содержать приблизительно 20-50% сероуглерода, около 20-50% диоксида углерода и приблизительно меньше чем по 10% каждого из кислорода и азота. Смесь может содержать приблизительно 20-50% сероуглерода, около 15-40% диоксида углерода, приблизительно 15-40% сероводорода и приблизительно меньше чем 10% каждого из кислорода и азота.
В одном из вариантов осуществления изобретения раскрыт способ поглощения газов в жидкости, который включает в себя обеспечение потока, по меньшей мере, одного желательного газа и, по меньшей мере, одного нежелательного газа, взаимодействие газового потока с жидкостью, так чтобы жидкость поглощала в большей степени желательный газ, чем нежелательный газ, и выпуск смеси жидкости с газом в подземный пласт. В некоторых вариантах осуществления способ также включает в себя добычу углеводородов из подземного пласта, после выпуска смеси жидкости с газом. В некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, один желательный газ содержит сероводород и/или диоксид углерода. В некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, один желательный газ содержит диоксид углерода. В некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, один нежелательный газ содержит азот и/или кислород. В некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, один нежелательный газ содержит азот. В некоторых вариантах осуществления жидкость содержит, по меньшей мере, один компонент из группы: сероуглерод, бензол, толуол, ксилол, хлорированные углеводороды, например, четыреххлористый углерод или метиленхлорид, углеводороды C6-C15, такие как бензин или дизельное топливо, минеральные масла, другие нафтеновые или парафиновые углеводороды и/или их смеси.
В некоторых вариантах осуществления жидкость содержит сероуглерод. В некоторых вариантах осуществления эта жидкость поглощает, по меньшей мере, в два раза больше желательного газа, чем нежелательного газа, например, в расчете на моль. В некоторых вариантах осуществления жидкость поглощает, по меньшей мере, в пять раз больше желательного газа, чем нежелательного газа, например, в расчете на моль. В некоторых вариантах осуществления жидкость поглощает, по меньшей мере, в десять раз больше желательного газа, чем нежелательного газа, например, в расчете на моль.
В одном из вариантов осуществления изобретения раскрыта система для добычи нефти и/или газа, содержащая первый состав, содержащий жидкость, второй состав, содержащий, по меньшей мере, один желательный газ и, по меньшей мере, один нежелательный газ, средство для поглощения, по меньшей мере, части второго состава в первом составе, с целью создания третьего состава, содержащего жидкость, большую часть желательного газа и меньшую часть нежелательного газа, и средство для выпуска, по меньшей мере, части третьего состава в подземный пласт. В некоторых вариантах осуществления система также включает средство для извлечения жидкости и/или газа из пласта, причем это средство для извлечения включает в себя скважину в подземном пласте и добывающее оборудование на верху скважины. В некоторых вариантах осуществления средство для выпуска третьего состава включает в себя скважину в подземном пласте для выпуска третьего состава в пласт. В некоторых вариантах осуществления подземный пласт находится ниже массы воды. В некоторых вариантах осуществления система также включает средство для закачивания воды, причем это средство выполнено с возможностью закачивания воды в пласт после выпуска третьего состава в пласт. В некоторых вариантах осуществления средство для поглощения включает в себя колонну абсорбера. В некоторых вариантах осуществления первый состав содержит, по меньшей мере, 50% сероуглерода по объему. В некоторых вариантах осуществления второй состав содержит, по меньшей мере, 40% диоксида углерода в мольных долях. В некоторых вариантах осуществления второй состав содержит, по меньшей мере, 20% диоксида углерода в мольных долях и, по меньшей мере, 20% сероводорода в мольных долях. В некоторых вариантах осуществления третий состав содержит, по меньшей мере, 40% диоксида углерода и, по меньшей мере, 10% сероуглерода в мольных долях. В некоторых вариантах осуществления третий состав содержит, по меньшей мере, 60% диоксида углерода и, по меньшей мере, 20% сероуглерода. В некоторых вариантах осуществления третий состав содержит, по меньшей мере, 20% диоксида углерода, по меньшей мере, 20% сероводорода и, по меньшей мере, 20% сероуглерода в мольных долях. В некоторых вариантах осуществления средство для выпуска включает в себя нагнетательную скважину, причем средство для извлечения включает в себя множество продуктивных скважин вблизи нагнетательной скважины. В некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, одна из множества продуктивных скважин выполнена с возможностью перекрытия, когда третий состав из нагнетательной скважины достигает продуктивной скважины.
В одном из вариантов осуществления изобретения раскрыт способ добычи нефти и/или газа, включающий обеспечение контактирования первого состава, содержащего сероуглерод, со вторым составом, содержащим сероводород и/или диоксид углерода, для получения третьего состава, содержащего сероуглерод и сероводород и/или диоксид углерода, и выпуск третьего состава в пласт. В некоторых вариантах осуществления способ также включает извлечение жидкости и/или газа из пласта. В некоторых вариантах осуществления способ также включает извлечение, по меньшей мере, части третьего состава из пласта, с последующим выпуском, по меньшей мере, части извлеченного третьего состава в пласт. В некоторых вариантах осуществления выпуск заключается в закачивании, по меньшей мере, части третьего состава в пласт в смеси с одним или более компонентами из группы: углеводороды; вода в виде жидкости и/или пара; сернистые соединения, отличающиеся от сероуглерода; монооксид углерода; или их смеси. В некоторых вариантах осуществления способ также включает нагревание третьего состава до выпуска третьего состава в пласт или когда он находится в пласте. В некоторых вариантах осуществления другой материал выпускается в пласт после введения третьего состава, например, этот другой материал выбирают из группы, состоящей из воздуха, воды в виде жидкости и/или пара, диоксида углерода и/или их смеси. В некоторых вариантах осуществления третий состав вводят под давлением от 0 до 37000 кПа выше исходного давления нефтеносного слоя, измеренного до начала процесса закачивания. В некоторых вариантах осуществления способ также включает переработку части извлеченной жидкости и/или газа в материал, который выбирают из группы, состоящей из моторных топлив, таких как бензин и дизельное топливо, печное топливо, смазочные масла, химикалии и/или полимеры.
Специалисты в этой области техники могут признать, что возможны многие модификации и вариации, исходя из раскрытых вариантов осуществления изобретения, конфигураций, материалов и способов, не выходя за рамки сущности и объема изобретения. Соответственно, объем прилагаемых ниже притязаний и их функциональных эквивалентов не должен быть ограничен конкретными вариантами осуществления, которые описаны и показаны в описании, так как эти варианты приведены в качестве примера.

Claims (32)

1. Способ разделения в жидкости газов для добычи нефти, включающий:
обеспечение потока газа, по меньшей мере, одного желательного для нефтеотдачи подземного пласта;
обеспечение потока газа, по меньшей мере, одного нежелательного для нефтеотдачи подземного пласта;
обеспечение взаимодействия газовых потоков с жидкостью-растворителем, включающим сероуглерод и/или его производные, с возможностью поглощения жидкость-растворителем желательного газа в 2-20 раз больше, чем нежелательного газа;
закачку смеси газа с жидкостью в подземный пласт для обеспечения смешивающегося или несмешивающегося вытеснения нефти в этом пласте.
2. Способ по п.1, который дополнительно включает добычу углеводородов из подземного пласта после выпуска смеси жидкости и газа.
3. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором указанный, по меньшей мере, один желательный газ содержит сероводород и/или диоксид углерода.
4. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором, по меньшей мере, один желательный газ содержит диоксид углерода.
5. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором указанный, по меньшей мере, один нежелательный газ содержит азот и/или кислород.
6. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором указанный, по меньшей мере, один нежелательный газ содержит азот.
7. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором жидкость-растворитель дополнительно содержит, по меньшей мере, один компонент из следующей группы: бензол, толуол, ксилол, хлорированные углеводороды, например четыреххлористый углерод или метиленхлорид, углеводороды C6-C15, такие как бензин или дизельное топливо, минеральные масла, другие нафтеновые или парафиновые углеводороды и/или их смеси.
8. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором жидкость поглощает, по меньшей мере, в два раза больше желательного газа, чем нежелательного газа, например, в мольных долях.
9. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором жидкость поглощает, по меньшей мере, в пять раз больше желательного газа, чем нежелательного газа, например, в мольных долях.
10. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором жидкость поглощает, по меньшей мере, в десять раз больше желательного газа, чем нежелательного газа, например, в мольных долях.
11. Система для добычи нефти, содержащая:
первый состав в виде жидкости-растворителя, включающего сероуглерод или его производные;
второй состав, содержащий, по меньшей мере, один газ, желательный для нефтеотдачи подземного пласта, и, по меньшей мере, один газ, нежелательный для нефтеотдачи подземного пласта, средство в виде адсорбера для поглощения, по меньшей мере, части второго состава в первом составе, чтобы получить третий состав, содержащий указанную жидкость, большую часть газа, желательного для нефтеотдачи подземного пласта, и меньшую часть газа, нежелательного для нефтеотдачи подземного пласта; и средство для закачки, по меньшей мере, части третьего состава в подземный пласт для обеспечения смешивающегося или несмешивающегося вытеснения нефти в этом пласте.
12. Система по п.11, дополнительно содержащая средство для извлечения, по меньшей мере, одной жидкости или газа из пласта, причем указанное средство для извлечения включает скважину в подземном пласте и добывающее оборудование на верху скважины.
13. Система по любому из пп.11 и 12, в которой средство для выпуска третьего состава включает в себя скважину в подземном пласте для закачки третьего состава в пласт.
14. Система по любому из пп.11 и 12, в которой подземный пласт находится ниже массы воды.
15. Система по любому из пп.11 и 12, характеризующаяся тем, что дополнительно содержит средство для закачивания воды, причем указанное средство выполнено с возможностью закачивания воды в пласт после закачки третьего состава в пласт.
16. Система по любому из пп.11 и 12, в которой средство для поглощения содержит колонну абсорбера.
17. Система по любому из пп.11 и 12, в которой первый состав содержит, по меньшей мере, 50% сероуглерода по объему.
18. Система по любому из пп.11 и 12, в которой второй состав содержит, по меньшей мере, 40% диоксида углерода в мольных долях.
19. Система по любому из пп.11 и 12, в которой второй состав содержит, по меньшей мере, 20% диоксида углерода в мольных долях и, по меньшей мере, 20% сероводорода в мольных долях.
20. Система по любому из пп.11 и 12, в которой третий состав содержит, по меньшей мере, 40% диоксида углерода и, по меньшей мере, 10% сероуглерода в мольных долях.
21. Система по любому из пп.11 и 12, в которой третий состав содержит, по меньшей мере, 60% диоксида углерода и, по меньшей мере, 20% сероуглерода.
22. Система по любому из пп.11 и 12, в которой третий состав содержит, по меньшей мере, 20% диоксида углерода, по меньшей мере, 20% сероводорода, и по меньшей мере, 20% сероуглерода в мольных долях.
23. Система по п.12, в которой средство для нагнетания включает нагнетательную скважину, причем средство для извлечения включает множество продуктивных скважин вблизи нагнетательной скважины.
24. Система по п.23, в которой, по меньшей мере, одна из множества продуктивных скважин выполнена с возможностью перекрытия, когда третий состав из нагнетательной скважины достигает этой продуктивной скважины.
25. Способ добычи нефти, включающий обеспечение возможности взаимодействия первого состава, содержащего растворитель-сероуглерод или его производные, со вторым составом, содержащим сероводород и/или диоксид углерода, для получения третьего состава, содержащего жидкий сероуглерод и диоксид углерода, и закачку третьего состава в подземный пласт для обеспечения смешивающегося или несмешивающегося вытеснения нефти в этом пласте.
26. Способ по п.25, характеризующийся тем, что дополнительно включает извлечение жидкости и/или газа из пласта.
27. Способ по любому из пп.25 и 26, характеризующийся тем, что дополнительно включает извлечение, по меньшей мере, части третьего состава из пласта и последующий выпуск, по меньшей мере, части извлеченного третьего состава в пласт.
28. Способ по любому из пп.25 и 26, в котором выпуск заключается в закачивании, по меньшей мере, части третьего состава в пласт в смеси с одним или более компонентами из группы: углеводороды; вода в виде жидкости и/или пара; сернистые соединения, отличающиеся от сероуглерода; монооксид углерода или их смеси.
29. Способ по любому из пп.25 и 26, характеризующийся тем, что дополнительно включает нагревание третьего состава до выпуска этого третьего состава в пласт или когда он находится в пласте.
30. Способ по любому из пп.25 и 26, в котором после введения третьего состава в пласт выпускают другой материал, причем указанный другой материал, например, выбирают из группы, состоящей из воздуха, воды в виде жидкости и/или пара, диоксида углерода и/или их смесей.
31. Способ по любому из пп.25 и 26, в котором третий состав вводят под давлением на величину от 0 до 37000 кПа выше исходного пластового давления, измеренного до начала процесса закачивания.
32. Способ по п.26, характеризующийся тем, что дополнительно включает переработку, по меньшей мере, части извлеченной жидкости и/или газа в материал, выбранный из группы, содержащей: моторное топливо, такое как бензин, и дизельное топливо, печное топливо, смазочные масла, химикалии и/или полимеры.
RU2009134496/03A 2007-02-16 2008-02-14 Способ разделения в жидкости газов для добычи нефти, система для добычи нефти и способ добычи нефти RU2465444C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US89026607P 2007-02-16 2007-02-16
US60/890,266 2007-02-16

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2009134496A RU2009134496A (ru) 2011-03-27
RU2465444C2 true RU2465444C2 (ru) 2012-10-27

Family

ID=39580397

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009134496/03A RU2465444C2 (ru) 2007-02-16 2008-02-14 Способ разделения в жидкости газов для добычи нефти, система для добычи нефти и способ добычи нефти

Country Status (5)

Country Link
US (1) US8394180B2 (ru)
CN (1) CN101595198B (ru)
CA (1) CA2676231A1 (ru)
RU (1) RU2465444C2 (ru)
WO (1) WO2008101042A1 (ru)

Families Citing this family (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2796663C (en) * 2010-05-06 2019-04-23 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Systems and methods for producing oil and/or gas
CA2729457C (en) 2011-01-27 2013-08-06 Fort Hills Energy L.P. Process for integration of paraffinic froth treatment hub and a bitumen ore mining and extraction facility
US20120220502A1 (en) * 2011-02-24 2012-08-30 Basf Se Compositions comprising alkylalkoxysulfonates for the production of high temperature stable foams
CA2853070C (en) 2011-02-25 2015-12-15 Fort Hills Energy L.P. Process for treating high paraffin diluted bitumen
CA2931815C (en) 2011-03-01 2020-10-27 Fort Hills Energy L.P. Process and unit for solvent recovery from solvent diluted tailings derived from bitumen froth treatment
CA2806588C (en) 2011-03-04 2014-12-23 Fort Hills Energy L.P. Process for solvent addition to bitumen froth with in-line mixing and conditioning stages
CA2735311C (en) 2011-03-22 2013-09-24 Fort Hills Energy L.P. Process for direct steam injection heating of oil sands bitumen froth
CA2815785C (en) 2011-04-15 2014-10-21 Fort Hills Energy L.P. Heat recovery for bitumen froth treatment plant integration with temperature circulation loop circuits
CA3077966C (en) 2011-04-28 2022-11-22 Fort Hills Energy L.P. Recovery of solvent from diluted tailings by feeding a solvent diluted tailings to a digester device
CA2739667C (en) 2011-05-04 2015-07-07 Fort Hills Energy L.P. Enhanced turndown process for a bitumen froth treatment operation
CA2832269C (en) 2011-05-18 2017-10-17 Fort Hills Energy L.P. Temperature control of bitumen froth treatment process with trim heating of solvent streams
US20140260586A1 (en) * 2013-03-14 2014-09-18 Schlumberger Technology Corporation Method to perform rapid formation fluid analysis
WO2016087895A1 (en) 2014-12-05 2016-06-09 Total Sa Use of sulfur solvent to decrease the viscosity of heavy oil
CN104975829B (zh) * 2015-06-08 2017-12-19 中国石油大学(北京) 一种分级控制流度的co2驱油藏开采方法
CN111236900B (zh) * 2020-01-08 2021-11-05 西南石油大学 一种油田注水井井口回流系统及方法
CN113187454A (zh) * 2021-05-24 2021-07-30 新疆克拉玛依市采丰实业有限责任公司 油田提高采收率“化物驱油”方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4008764A (en) * 1974-03-07 1977-02-22 Texaco Inc. Carrier gas vaporized solvent oil recovery method
US4330038A (en) * 1980-05-14 1982-05-18 Zimpro-Aec Ltd. Oil reclamation process
RU2181159C1 (ru) * 2001-03-15 2002-04-10 Западинский Алексей Леонидович Комплекс для разработки залежей углеводородного сырья (варианты)

Family Cites Families (74)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2330934A (en) * 1939-09-11 1943-10-05 Pure Oil Co Sulphur oxidation of hydrocarbons
US2492719A (en) * 1943-06-26 1949-12-27 Pure Oil Co Preparation of carbon disulfide
US2636810A (en) * 1947-12-15 1953-04-28 Fmc Corp Manufacture of carbon disulfide
US2670801A (en) * 1948-08-13 1954-03-02 Union Oil Co Recovery of hydrocarbons
US3794114A (en) * 1952-06-27 1974-02-26 C Brandon Use of liquefiable gas to control liquid flow in permeable formations
US3087788A (en) * 1959-04-06 1963-04-30 Fmc Corp Combined catalytic and non-catalytic process of producing hydrogen sulfide and carbon disulfide
GB1007674A (en) 1962-04-20 1965-10-22 Marco Preda Process for catalytically producing carbon disulphide from sulphur vapour and gaseous hydrocarbon
US3254960A (en) * 1963-11-26 1966-06-07 Sun Oil Co Wave reactor
US3345135A (en) * 1963-12-06 1967-10-03 Mobil Oil Corp The catalytic oxidation of hydrocarbons in the presence of hydrogen sulfide to produce carbon disulfide and oxides of carbon
US3393733A (en) * 1966-08-22 1968-07-23 Shell Oil Co Method of producing wells without plugging of tubing string
US3402768A (en) * 1967-03-29 1968-09-24 Continental Oil Co Oil recovery method using a nine-spot well pattern
US3498378A (en) * 1967-06-09 1970-03-03 Exxon Production Research Co Oil recovery from fractured matrix reservoirs
US3581821A (en) * 1969-05-09 1971-06-01 Petra Flow Inc Cryothermal process for the recovery of oil
US3647906A (en) * 1970-05-11 1972-03-07 Shell Oil Co Alpha-olefin production
US4305463A (en) * 1979-10-31 1981-12-15 Oil Trieval Corporation Oil recovery method and apparatus
US3672448A (en) * 1970-12-30 1972-06-27 Texaco Inc Interface advance control in secondary recovery program by reshaping of the interface between driving and driven fluids and by the use of a dynamic gradient barrier
US3754598A (en) * 1971-11-08 1973-08-28 Phillips Petroleum Co Method for producing a hydrocarbon-containing formation
US3724553A (en) * 1971-11-18 1973-04-03 Mobil Oil Corp Paraffin well treatment method
US3729053A (en) * 1972-01-05 1973-04-24 Amoco Prod Co Method for increasing permeability of oil-bearing formations
US3805892A (en) * 1972-12-22 1974-04-23 Texaco Inc Secondary oil recovery
US3927185A (en) * 1973-04-30 1975-12-16 Fmc Corp Process for producing carbon disulfide
US3850245A (en) * 1973-05-04 1974-11-26 Texaco Inc Miscible displacement of petroleum
US3878892A (en) * 1973-05-04 1975-04-22 Texaco Inc Vertical downward gas-driven miscible blanket flooding oil recovery process
US3847221A (en) * 1973-05-04 1974-11-12 Texaco Inc Miscible displacement of petroleum using carbon disulfide and a hydrocarbon solvent
US3840073A (en) * 1973-05-04 1974-10-08 Texaco Inc Miscible displacement of petroleum
US3822748A (en) * 1973-05-04 1974-07-09 Texaco Inc Petroleum recovery process
US3823777A (en) * 1973-05-04 1974-07-16 Texaco Inc Multiple solvent miscible flooding technique for use in petroleum formation over-laying and in contact with water saturated porous formations
US4122156A (en) * 1975-08-13 1978-10-24 New England Power Company Process for the production of carbon disulfide from sulfur dioxide removed from a flue gas
US4182416A (en) * 1978-03-27 1980-01-08 Phillips Petroleum Company Induced oil recovery process
US4543434A (en) * 1981-01-28 1985-09-24 Mobil Oil Corporation Process for producing liquid hydrocarbon fuels
US4393937A (en) * 1981-03-25 1983-07-19 Shell Oil Company Olefin sulfonate-improved steam foam drive
US4488976A (en) * 1981-03-25 1984-12-18 Shell Oil Company Olefin sulfonate-improved steam foam drive
US4476113A (en) * 1981-10-27 1984-10-09 Union Oil Company Of California Stabilized fumigant composition comprising an aqueous solution of ammonia, hydrogen sulfide, carbon disulfide and sulfur
GB2136034B (en) * 1983-09-08 1986-05-14 Zakiewicz Bohdan M Dr Recovering hydrocarbons from mineral oil deposits
US4822938A (en) * 1988-05-03 1989-04-18 Mobil Oil Corporation Processes for converting methane to higher molecular weight hydrocarbons via sulfur-containing intermediates
US5076358A (en) * 1988-07-22 1991-12-31 Union Oil Company Of California Petroleum recovery with organonitrogen thiocarbonates
US4963340A (en) * 1989-03-13 1990-10-16 Mobil Oil Corporation Cyclic process for converting methane to carbon disulfide
US5065821A (en) * 1990-01-11 1991-11-19 Texaco Inc. Gas flooding with horizontal and vertical wells
US5167280A (en) * 1990-06-24 1992-12-01 Mobil Oil Corporation Single horizontal well process for solvent/solute stimulation
US5120935A (en) * 1990-10-01 1992-06-09 Nenniger John E Method and apparatus for oil well stimulation utilizing electrically heated solvents
US5304361A (en) 1992-06-26 1994-04-19 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Removal of hydrogen sulfide
US5607016A (en) * 1993-10-15 1997-03-04 Butler; Roger M. Process and apparatus for the recovery of hydrocarbons from a reservoir of hydrocarbons
US6506349B1 (en) * 1994-11-03 2003-01-14 Tofik K. Khanmamedov Process for removal of contaminants from a gas stream
US5609845A (en) * 1995-02-08 1997-03-11 Mobil Oil Corporation Catalytic production of hydrogen from hydrogen sulfide and carbon monoxide
US5803171A (en) * 1995-09-29 1998-09-08 Amoco Corporation Modified continuous drive drainage process
NL1002524C2 (nl) * 1996-03-04 1997-09-05 Gastec Nv Katalysator voor de selectieve oxidatie van zwavelverbindingen tot elementaire zwavel, werkwijze voor de bereiding van een dergelijke kata- lysator en werkwijze voor de selectieve oxidatie van zwavelverbindingen elementaire zwavel.
US5826656A (en) * 1996-05-03 1998-10-27 Atlantic Richfield Company Method for recovering waterflood residual oil
GB9706044D0 (en) * 1997-03-24 1997-05-14 Davidson Brett C Dynamic enhancement of fluid flow rate using pressure and strain pulsing
US6851473B2 (en) * 1997-03-24 2005-02-08 Pe-Tech Inc. Enhancement of flow rates through porous media
US7644759B2 (en) * 1997-03-24 2010-01-12 Wavefront Energy & Environmental Services Inc. Enhancement of flow rates through porous media
WO1998050679A1 (en) 1997-05-01 1998-11-12 Amoco Corporation Communicating horizontal well network
US6149344A (en) * 1997-10-04 2000-11-21 Master Corporation Acid gas disposal
US6136282A (en) * 1998-07-29 2000-10-24 Gas Research Institute Method for removal of hydrogen sulfide from gaseous streams
US6946111B2 (en) * 1999-07-30 2005-09-20 Conocophilips Company Short contact time catalytic partial oxidation process for recovering sulfur from an H2S containing gas stream
US6497855B1 (en) * 2000-03-22 2002-12-24 Lehigh University Process for the production of hydrogen from hydrogen sulfide
AU2001284262B2 (en) * 2000-09-07 2006-10-12 The Boc Group Plc Process and apparatus for recovering sulphur from a gas stream containing sulphide
ES2218442T3 (es) * 2000-09-07 2004-11-16 The Boc Group Plc Procedimiento y aparato para recuperar azufre de una corriente gaseosa que contiene sulfuro de hidrogeno.
FR2820430B1 (fr) * 2001-02-02 2003-10-31 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz avec lavage des hydrocarbures desorbes lors de la regeneration du solvant
US7004251B2 (en) * 2001-04-24 2006-02-28 Shell Oil Company In situ thermal processing and remediation of an oil shale formation
US6706108B2 (en) * 2001-06-19 2004-03-16 David L. Polston Method for making a road base material using treated oil and gas waste material
MY129091A (en) * 2001-09-07 2007-03-30 Exxonmobil Upstream Res Co Acid gas disposal method
AU2003222204A1 (en) * 2002-03-25 2003-10-13 Tda Research, Inc. Catalysts and process for oxidizing hydrogen sulfide to sulfur dioxide and sulfur
GB2379685A (en) 2002-10-28 2003-03-19 Shell Internat Res Maatschhapp Enhanced oil recovery with asynchronous cyclic variation of injection rates
JP2006509880A (ja) * 2002-12-17 2006-03-23 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ 硫黄化合物の選択的接触酸化方法
US7090818B2 (en) * 2003-01-24 2006-08-15 Stauffer John E Carbon disulfide process
US7025134B2 (en) * 2003-06-23 2006-04-11 Halliburton Energy Services, Inc. Surface pulse system for injection wells
EA011939B1 (ru) * 2005-04-21 2009-06-30 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способы получения нефти и/или газа и системы для их осуществления
EP2010752A1 (en) * 2006-04-27 2009-01-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Systems and methods for producing oil and/or gas
BRPI0711058A2 (pt) 2006-05-16 2011-08-23 Shell Int Research processo para a fabricação de dissulfeto de carbono, e, uso de uma corrente lìquida
WO2007131977A1 (en) 2006-05-16 2007-11-22 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A process for the manufacture of carbon disulphide
US8136590B2 (en) * 2006-05-22 2012-03-20 Shell Oil Company Systems and methods for producing oil and/or gas
AU2007271132A1 (en) 2006-07-07 2008-01-10 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for the manufacture of carbon disulphide and use of a liquid stream comprising carbon disulphide for enhanced oil recovery
CN101501295B (zh) * 2006-08-10 2013-11-20 国际壳牌研究有限公司 用于生产油和/或气的方法
CA2663757C (en) 2006-09-18 2014-12-09 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A process for the manufacture of carbon disulphide

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4008764A (en) * 1974-03-07 1977-02-22 Texaco Inc. Carrier gas vaporized solvent oil recovery method
US4330038A (en) * 1980-05-14 1982-05-18 Zimpro-Aec Ltd. Oil reclamation process
RU2181159C1 (ru) * 2001-03-15 2002-04-10 Западинский Алексей Леонидович Комплекс для разработки залежей углеводородного сырья (варианты)

Also Published As

Publication number Publication date
CN101595198B (zh) 2013-05-08
CA2676231A1 (en) 2008-08-21
US8394180B2 (en) 2013-03-12
US20100140139A1 (en) 2010-06-10
RU2009134496A (ru) 2011-03-27
WO2008101042A1 (en) 2008-08-21
CN101595198A (zh) 2009-12-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2465444C2 (ru) Способ разделения в жидкости газов для добычи нефти, система для добычи нефти и способ добычи нефти
US3954141A (en) Multiple solvent heavy oil recovery method
RU2473792C2 (ru) Способ добычи нефти и/или газа (варианты)
US3823777A (en) Multiple solvent miscible flooding technique for use in petroleum formation over-laying and in contact with water saturated porous formations
US4007787A (en) Gas recovery from hydrate reservoirs
RU2475632C2 (ru) Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты)
RU2435024C2 (ru) Способ добычи нефти и/или газа (варианты)
US4109720A (en) Combination solvent-noncondensible gas injection method for recovering petroleum from viscous petroleum-containing formations including tar sand deposits
Orr et al. Carbon dioxide flooding for enhanced oil recovery: Promise and problems
US3193006A (en) Petroleum recovery with inert gases
US11021647B2 (en) Methods and compositions for diversion during enhanced oil recovery
CA1217127A (en) Method of forming carbon dioxide mixtures miscible with formation crude oils
WO2013106156A1 (en) System and method for producing oil
EP2794810B1 (en) Oil recovery process
US3871451A (en) Production of crude oil facilitated by injection of carbon dioxide
RU2066744C1 (ru) Способ интенсификации добычи нефти
US3465823A (en) Recovery of oil by means of enriched gas injection
Eson et al. A comprehensive analysis of steam foam diverters and application methods
RU2510454C2 (ru) Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты)
US3127934A (en) Solvent injection petroleum recovery method
RU2498055C2 (ru) Система и способ добычи нефти и/или газа
RU2117753C1 (ru) Способ разработки нефтяных месторождений
RU2525406C2 (ru) Система и способ добычи нефти и/или газа
RU2283948C2 (ru) Способ эксплуатации газоконденсатного месторождения
Seyyedsar Enhanced heavy oil recovery by CO2 injection

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20160215