RU2494233C2 - Oil and/or gas extraction system and method - Google Patents
Oil and/or gas extraction system and method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2494233C2 RU2494233C2 RU2010125278/03A RU2010125278A RU2494233C2 RU 2494233 C2 RU2494233 C2 RU 2494233C2 RU 2010125278/03 A RU2010125278/03 A RU 2010125278/03A RU 2010125278 A RU2010125278 A RU 2010125278A RU 2494233 C2 RU2494233 C2 RU 2494233C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- oil
- wells
- group
- carbon disulfide
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 61
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 163
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 46
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 44
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 8
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 183
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 108
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 102
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 72
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 34
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 32
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 22
- 238000005067 remediation Methods 0.000 claims description 20
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 18
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 16
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 16
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 claims description 14
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 11
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 10
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 10
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000003570 air Substances 0.000 claims description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 8
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 8
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 6
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 5
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 claims description 5
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 4
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 4
- UOCLXMDMGBRAIB-UHFFFAOYSA-N 1,1,1-trichloroethane Chemical compound CC(Cl)(Cl)Cl UOCLXMDMGBRAIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 3
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 3
- QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N carbon disulfide-14c Chemical compound S=[14C]=S QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N 0.000 claims description 3
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 3
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims description 3
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 3
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 claims description 3
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 3
- 239000008096 xylene Substances 0.000 claims description 3
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N h2o hydrate Chemical compound O.O JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- GJEAMHAFPYZYDE-UHFFFAOYSA-N [C].[S] Chemical compound [C].[S] GJEAMHAFPYZYDE-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 201
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 137
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 41
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 16
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 11
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 8
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N disulfur monoxide Inorganic materials O=S=S TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 2
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000012925 reference material Substances 0.000 description 2
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 description 2
- FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 1-benzothiophene Chemical group C1=CC=C2SC=CC2=C1 FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N dibenzothiophene Chemical group C1=CC=C2C3=CC=CC=C3SC2=C1 IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000004508 fractional distillation Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- -1 heterocyclic sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 description 1
- 150000003577 thiophenes Chemical group 0.000 description 1
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
- 239000012991 xanthate Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION
Настоящее изобретение относится к системам и способам для добычи нефти и/или газа.The present invention relates to systems and methods for producing oil and / or gas.
Уровень техникиState of the art
Для повышения добычи нефти на мировых месторождениях могут использоваться методы повышения нефтеотдачи (МПНО). Существует три типа МПНО: термическая, химико/полимерная и газонагнетательная, которые могут использоваться для повышения отдачи нефти из коллектора сверх той, которая может быть достигнута традиционными средствами, возможно продлевая тем самым время эксплуатации месторождения и повышая коэффициент нефтеотдачи.To increase oil production at world oil fields, enhanced oil recovery methods can be used. There are three types of MPNOs: thermal, chemical / polymer, and gas injection, which can be used to increase oil recovery from the reservoir beyond that which can be achieved by conventional means, possibly extending the field’s operating life and increasing the oil recovery coefficient.
Метод термического повышения добычи осуществляется путем подачи тепла в коллектор. Наиболее широко практикуемой формой является вытеснение нефти водяным паром, что снижает вязкость нефти, благодаря чему нефть может притекать к добывающим скважинам. Заполнение химическими реагентами повышает нефтеотдачу в результате ослабления капиллярных сил, которые задерживают остаточную нефть. Заполнение полимером улучшает эффективность вытеснения нефти нагнетаемой водой. Нагнетание в пласт смешивающихся с нефтью сред действует примерно таким же образом, как и заполнение химическими реагентами. При нагнетании смешивающейся с нефтью текучей среды может быть добыта задержанная остаточная нефть.The method of thermal increase in production is carried out by supplying heat to the collector. The most widely practiced form is oil vapor displacement, which reduces the viscosity of oil, so oil can flow into production wells. Filling with chemical reagents increases oil recovery as a result of the weakening of capillary forces that trap residual oil. Filling with polymer improves the efficiency of oil displacement by injected water. The injection of miscible with oil into the reservoir acts in much the same way as filling with chemical reagents. When injected with a miscible fluid, a delayed residual oil may be produced.
На фиг.1 иллюстрируется система 100, известная из уровня техники. Система 100 включает в себя подземный пласт 102, подземный пласт 104, подземный пласт 106 и подземный пласт 108. На поверхности находится нефтедобывающая установка 110. Скважина 112 проходит через пласты 102 и 104 и заканчивается в пласте 106. Часть пласта 106 обозначена позицией 114. Нефть и газ добываются из пласта 106 через скважину 112 к нефтедобывающей установке 110. Газ и жидкость отделяются друг от друга, газ хранится в газохранилище 116, а жидкость в хранилище 118 для жидкостей.1, a
В патенте США №5826656 раскрыт способ извлечения обводненной остаточной нефти из заводненного нефтеносного подземного пласта, пройденного с поверхности земли по меньшей мере одной скважиной, путем нагнетания смешивающегося с нефтью растворителя в заводненную содержащую остаточную нефть нижнюю часть нефтеносного подземного пласта через скважину, выполненную для нагнетания смешивающегося с нефтью растворителя в нижнюю часть нефтеносного пласта; продолжения нагнетания смешивающегося с нефтью растворителя в нижнюю часть нефтеносного пласта в течение периода времени равного примерно одной неделе; повторного освоения скважины для извлечения из верхней части нефтеносного пласта содержащихся там количеств смешивающегося с нефтью растворителя и некоторых количеств обводненной остаточной нефти; и извлечения из верхней части нефтеносного пласта содержащихся там количеств смешивающегося с нефтью растворителя и некоторых количеств обводненной остаточной нефти. Этот пласт мог быть предварительно заводнен и залит смешивающимся с нефтью растворителем. Растворитель может нагнетаться через горизонтальную скважину, а растворитель и нефть могут добываться через несколько скважин, пробуренных для добычи нефти и растворителя из верхней части нефтеносного пласта. Патент США №5826656 полностью включен в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.US Pat. No. 5,826,656 discloses a method for recovering a flooded residual oil from a flooded oil-bearing subterranean formation passed from the surface of the earth by at least one well by injecting a miscible solvent with oil into the flooded bottom-containing oil-containing residual oil of the oil subterranean formation through a well designed to inject a miscible with solvent oil in the lower part of the oil reservoir; continuing to inject the oil miscible solvent into the lower portion of the oil reservoir for a period of about one week; re-development of the well to extract from the upper part of the oil reservoir the amounts of a solvent miscible with oil and some amounts of flooded residual oil contained therein; and recovering from the top of the oil reservoir the amounts of the oil miscible solvent contained therein and some of the waterlogged residual oil. This layer could be pre-flooded and filled with a solvent miscible with oil. The solvent can be injected through a horizontal well, and the solvent and oil can be produced through several wells drilled to extract oil and solvent from the upper part of the oil reservoir. US patent No. 5826656 is fully incorporated into this application as a reference material.
В публикации патентной заявки США №2006/0254769, опубликованной 16 ноября 2006 и имеющей номер досье поверенного ТН2616, раскрыта система, включающая в себя механизм для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, когда нефть и/или газ содержат одно или более сернистых соединений; средство для превращения по крайней мере части сернистых соединений из добытой нефти и/или газа в сероуглеродный состав; и средство для выпуска по крайней мере части сероуглеродного состава в пласт. Публикация патентной заявки США №2006/0254769 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.U.S. Patent Application Publication No. 2006/0254769, published November 16, 2006 and Attorney Dossier No. TH2616, discloses a system that includes a mechanism for extracting oil and / or gas from an underground formation when oil and / or gas contains one or more sulfur compounds; means for converting at least a portion of the sulfur compounds from the produced oil and / or gas into a carbon disulfide composition; and means for releasing at least a portion of the carbon disulfide composition into the formation. US Patent Application Publication No. 2006/0254769 is fully incorporated into this application by reference.
В международной публикации WO №03/095118 А1 раскрыты способы ремедиации отравленного сероуглеродом грунта путем введения грунта в контакт с железом. Международная публикация WO №03/095118 А1 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.In the international publication WO No. 03/095118 A1, methods for the remediation of soil poisoned by carbon disulfide by introducing the soil into contact with iron are disclosed. International publication WO No. 03/095118 A1 is fully incorporated into this application as reference material.
В технике существует потребность в улучшенных системах и способах для повышения нефтеотдачи. Кроме того в технике существует потребность в улучшенных системах и способах для повышения нефтеотдачи с использованием растворителя, например для снижения вязкости, химического воздействия и заполнения в режиме смешения с нефтью. Кроме того, в технике существует потребность в улучшенных системах и способах для заполнения растворителем в режиме смешения с нефтью. Кроме того, в технике существует потребность в улучшенных системах и способах для возврата растворителя после заполнения в режиме смешения с нефтью. В технике существует потребность в ремедиации пласта после операции заполнения смешивающимся с нефтью растворителем.There is a need in the art for improved systems and methods for enhancing oil recovery. In addition, there is a need in the art for improved systems and methods for enhancing oil recovery using a solvent, for example, for reducing viscosity, chemical attack and filling in a mode of mixing with oil. In addition, in the art there is a need for improved systems and methods for filling with solvent in the mode of mixing with oil. In addition, there is a need in the art for improved systems and methods for recovering a solvent after filling in a mode of mixing with oil. In the art, there is a need for reservoir remediation after the operation of filling with a miscible with oil solvent.
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
В одном из аспектов изобретение предлагает систему для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, содержащую первую группу скважин, распределенных над пластом; вторую группу скважин, распределенных над пластом; причем первая группа скважин содержит установку для нагнетания в пласт смешивающегося состава для стимулирования нефтеотдачи, а вторая группа скважин содержит установку для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени; средство для превращения внутри пласта по крайней мере части смешивающегося состава для стимулирования нефтеотдачи в другое соединение в течение второго периода времени; и средство для извлечения из пласта по крайней мере части указанного другого соединения в течение третьего периода времени.In one aspect, the invention provides a system for producing oil and / or gas from an underground formation, comprising: a first group of wells distributed over the formation; a second group of wells distributed over the formation; moreover, the first group of wells contains an installation for injecting a miscible composition into the formation to stimulate oil recovery, and the second group of wells contains an installation for the extraction of oil and / or gas from the formation during the first period of time; means for transforming at least part of the miscible composition within the formation to stimulate oil recovery into another compound for a second period of time; and means for recovering from the formation at least a portion of said other compound during a third time period.
В другом аспекте изобретение предлагает способ добычи нефти и/или газа, включающий нагнетание сероуглеродного состава в пласт из первой скважины в течение первого периода времени; добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину в течение первого периода времени; и превращение in situ по крайней мере части сероуглеродного состава в другое соединение при завершении добычи нефти и/или газа из пласта.In another aspect, the invention provides a method for producing oil and / or gas, comprising injecting a carbon disulfide composition into a formation from a first well for a first period of time; the production of oil and / or gas from the formation through the second well during the first period of time; and in situ conversion of at least a portion of the carbon disulfide composition to another compound upon completion of oil and / or gas production from the formation.
В еще одном аспекте изобретение предлагает способ добычи нефти и/или газа, включающий нагнетание в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи из первой скважины в течение первого периода времени; добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину в течение первого периода времени; превращение по крайней мере части смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи в другое соединение внутри пласта после завершения добычи нефти и/или газа из пласта; и извлечение из пласта по крайней мере части указанного другого соединения.In yet another aspect, the invention provides a method for producing oil and / or gas, comprising injecting a miscible composition into the formation to enhance oil recovery from a first well during a first time period; the production of oil and / or gas from the formation through the second well during the first period of time; converting at least a portion of the miscible formulation to enhance oil recovery into another compound within the formation after completion of oil and / or gas production from the formation; and recovering at least part of said other compound from the formation.
Достоинствами изобретения являются:The advantages of the invention are:
Улучшенные системы и способы для повышенной добычи углеводородов из пласта с помощью растворителя.Improved systems and methods for increased production of hydrocarbons from the formation using a solvent.
Улучшенные системы и способы для повышенной добычи углеводородов из пласта с помощью текучей среды, содержащей смешивающийся растворитель.Improved systems and methods for enhanced hydrocarbon production from a formation using a fluid containing a miscible solvent.
Улучшенные композиции и/или способы для вторичной добычи углеводородов.Improved compositions and / or methods for secondary hydrocarbon production.
Улучшенные системы и способы для повышения нефтеотдачи.Improved systems and methods for enhanced oil recovery.
Улучшенные системы и способы для повышения нефтеотдачи с использованием смешивающегося растворителя.Improved systems and methods for enhanced oil recovery using a miscible solvent.
Улучшенные системы и способы для повышения нефтеотдачи с помощью соединения, которое может быть смешано с нефтью на месте.Improved systems and methods for enhancing oil recovery using a compound that can be mixed in place with the oil.
Улучшенные системы и способы для извлечения соединения, которое может быть смешано с нефтью на месте.Improved systems and methods for recovering a compound that can be mixed in place with oil.
Улучшенные системы и способы для ремедиации пласта, залитого соединением, которое может быть смешано с нефтью на месте.Improved systems and methods for remediation of a formation flooded with a compound that can be mixed in place with oil.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Фиг.1 - иллюстрация системы добычи нефти и/или газа.Figure 1 is an illustration of an oil and / or gas production system.
Фиг.2а - иллюстрация расположения скважин.Figa - illustration of the location of the wells.
Фиг.2b, 2с - иллюстрации расположения скважин на фиг.2а во время проведения процессов повышения нефтеотдачи.Fig.2b, 2c is an illustration of the location of the wells in Fig.2A during oil recovery enhancement processes.
Фиг, 3а-3с - иллюстрации систем добычи нефти и/или газа.Figs 3a-3c are illustrations of oil and / or gas production systems.
Подробное описание изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Фиг.2аFiga
На фиг.2а иллюстрируется схема размещения 200 скважин для некоторых вариантов осуществления. Схема размещения 200 включает в себя группу 202 скважин (помеченных горизонтальными линиями) и группу 204 скважин (помеченных диагональными линиями).Figure 2a illustrates a layout of 200 wells for some embodiments.
Каждая скважина в группе 202 скважин расположена на расстоянии 230 по горизонтали от соседней скважины из группы 202 скважин. Каждая скважина в группе 202 скважин расположена на расстоянии 232 по вертикали от соседней скважины из группы 202 скважин.Each well in
Каждая скважина в группе 204 скважин расположена на расстоянии 236 по горизонтали от соседней скважины из группы 204 скважин. Каждая скважина в группе 204 скважин расположена на расстоянии 238 по вертикали от соседней скважины из группы 204 скважин.Each well in the group of 204 wells is located 236 horizontally from an adjacent well in the group of 204 wells. Each well in the group of 204 wells is located at a distance of 238 vertically from an adjacent well from the group of 204 wells.
Каждая скважина в группе 202 скважин расположена на расстоянии 234 от соседних скважины из группы 204 скважин. Каждая скважина в группе 204 скважин расположена на расстоянии 234 от соседних скважины из группы 202 скважин.Each well in
Каждая скважина в группе 202 скважин может быть окружена четырьмя скважинами из группы 204 скважин. Каждая скважина в группе 204 скважин может быть окружена четырьмя скважинами из группы 202 скважин.Each well in
Горизонтальное расстояние 230 составляет от примерно 5 до примерно 1000 м или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.The
Вертикальное расстояние 232 может составлять от примерно 5 до примерно 1000 м или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.The
Горизонтальное расстояние 236 может составлять от примерно 5 до примерно 1000 м или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.The
Вертикальное расстояние 238 может составлять от примерно 5 до примерно 1000 м или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.The
Расстояние 234 может составлять от примерно 5 до примерно 1000 м или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.The
Схема размещения 200 скважин может включать от примерно 10 до примерно 1000 скважин, например от примерно 5 до примерно 500 скважин в группе 202 скважин и от примерно 5 до примерно 500 скважин в группе 204 скважин.A layout of 200 wells may include from about 10 to about 1000 wells, for example from about 5 to about 500 wells in a group of 202 wells and from about 5 to about 500 wells in a group of 204 wells.
Схема размещения 200 скважин может может быть представлена на виде сверху, где группа 202 скважин и группа 204 скважин представляют собой вертикальные скважины, рассредоточенные на некотором участке земли. Схема размещения 200 скважин может может быть представлена в разрезе на виде сбоку, где группа 202 скважин и группа 204 скважин представляют собой горизонтальные скважины, рассредоточенные внутри пласта.The layout of 200 wells may be presented in a plan view, where a group of 202 wells and a group of 204 wells are vertical wells dispersed over a portion of the land. The layout of 200 wells may be presented in cross-section in a side view, where a group of 202 wells and a group of 204 wells are horizontal wells dispersed within the formation.
Добыча нефти и/или газа с помощью схемы размещения 200 скважин из подземного пласта может осуществляться любым известным способом. В число подходящих способов входят подводная добыча, поверхностная добыча, первичная, вторичная или третичная добыча. Выбор способа добычи нефти и/или газа из подземного пласта не представляет особой важности.The production of oil and / or gas using the layout of 200 wells from an underground reservoir can be carried out in any known manner. Suitable methods include subsea mining, surface mining, primary, secondary or tertiary mining. The choice of a method for extracting oil and / or gas from an underground formation is not of particular importance.
Фиг.2bFig.2b
На фиг.2b иллюстрируется схема размещения 200 скважин для некоторых вариантов осуществления. Схема размещения 200 включает в себя группу 202 скважин (помеченных горизонтальными линиями) и группу 204 скважин (помеченных диагональными линиями).FIG. 2b illustrates a layout of 200 wells for some embodiments.
В некоторых вариантах осуществления смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи может нагнетаться в группу 204 скважин, а нефть может добываться из группы 202 скважин. Как это проиллюстрировано, смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи имеет профиль нагнетания 208 и при этом группе 202 скважин придается профиль добычи 206.In some embodiments, a miscible oil recovery agent can be injected into a group of 204 wells, and oil can be produced from a group of 202 wells. As illustrated, the miscible oil recovery agent has an injection profile of 208, and a production profile of 206 is assigned to a group of 202 wells.
Смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи может нагнетаться в группу 204 скважин, а нефть может добываться из группы 202 скважин. Как это проиллюстрировано, смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи имеет профиль нагнетания 206, а у группы 202 скважин создается профиль нефтеотдачи 204.A miscible oil recovery agent can be injected into a group of 204 wells, and oil can be produced from a group of 202 wells. As illustrated, the miscible oil recovery agent has an
Группа 202 скважин может использоваться для нагнетания смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи, а группа 204 скважин может использоваться для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени; после чего группа 204 скважин может использоваться для нагнетания смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи, а группа 202 скважин может использоваться для добычи нефти и/или газа из пласта в течение второго периода времени, причем первый и второй периоды времени образуют некоторый цикл.A group of 202 wells can be used to inject a miscible agent to enhance oil recovery, and a group of 204 wells can be used to produce oil and / or gas from a formation during a first period of time; then a group of 204 wells can be used to inject a miscible agent to enhance oil recovery, and a group of 202 wells can be used to produce oil and / or gas from the reservoir during a second period of time, the first and second time periods forming a cycle.
Может быть проведено множество циклов, включающих чередование групп 202 и 204 скважин между нагнетанием смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи и добычей нефти и/или газа из пласта, где одна группа скважин может быть нагнетательной, а другая добывающей в течение первого периода времени, после чего они переключаются на второй период времени.Many cycles can be carried out, including the alternation of
Один цикл может длиться от примерно 12 часов до примерно 1 года или от примерно 3 суток до примерно 6 месяцев, или от примерно 5 суток до примерно 3 месяцев. Каждый цикл может возрастать во времени, например каждый цикл может быть на от примерно 5 до примерно 10% длиннее предыдущего цикла, например длиннее на примерно 8%.One cycle can last from about 12 hours to about 1 year, or from about 3 days to about 6 months, or from about 5 days to about 3 months. Each cycle can increase in time, for example, each cycle can be about 5 to about 10% longer than the previous cycle, for example, about 8% longer.
Смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи или смесь, содержащая смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи, могут быть нагнетены в начале цикла, а в конце цикла могут быть нагнетены несмешивающийся агент для повышения нефтеотдачи или смесь, содержащая несмешивающийся агент для повышения нефтеотдачи. Началом цикла могут быть первые от 10 до примерно 80% цикла или первые от 20 до примерно 60% цикла, или первые от 25 до примерно 40% цикла, а концом может быть остальная часть цикла.A miscible oil recovery agent or a mixture containing a miscible oil recovery agent can be injected at the beginning of the cycle, and an immiscible oil recovery agent or a mixture containing an immiscible oil recovery agent can be pumped at the end of the cycle. The beginning of the cycle can be the first from 10 to about 80% of the cycle or the first from 20 to about 60% of the cycle, or the first from 25 to about 40% of the cycle, and the end can be the rest of the cycle.
Фиг.2сFig.2c
На фиг.2с в некоторых вариантах осуществления иллюстрируется схема размещения 200 скважин. Схема размещения 200 включает в себя группу 202 скважин (помеченных горизонтальными линиями) и группу 204 скважин (помеченных диагональными линиями).2c, in some embodiments, a layout of 200 wells is illustrated.
Смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи может нагнетаться в группу 204 скважин, а нефть может добываться из группы 202 скважин. Как это проиллюстриррвано, смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи имеет профиль нагнетания 208, перекрывающийся 210 с профилем 206 нефтеотдачи, который создается у группы 202 скважин.A miscible oil recovery agent can be injected into a group of 204 wells, and oil can be produced from a group of 202 wells. As illustrated, a miscible oil recovery agent has an
Смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи может нагнетаться в группу 202 скважин, а нефть может добываться из группы 204 скважин. Как это проиллюстриррвано, смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи имеет профиль нагнетания 206 с перекрытием 210 с профилем 208 нефтедобычи, который создается у группы 204 скважин.A miscible oil recovery agent can be injected into a group of 202 wells, and oil can be produced from a group of 204 wells. As illustrated, the miscible oil recovery agent has an
С целью возврата смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи из профиля 206 нагнетания к группе 202 скважин после завершения добычи нефти из группы 204 скважин в группу 204 скважин может быть нагнетено средство для ремедиации. Подходящие средства для ремедиации обсуждаются ниже.In order to return the miscible agent to enhance oil recovery from the
С целью очистки пласта после заполнения им смешивающейся с нефтью средой смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи может быть превращен in situ в профиле нагнетания 206 в какое-либо другое соединение. Подходящие способы превращения смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи обсуждаются ниже.In order to clean the formation after filling it with a miscible with oil medium, the miscible oil recovery agent can be converted in situ in the
Фиг.3а и 3bFiga and 3b
На фиг.3а и 3b иллюстрируются некоторые варианты осуществления системы 300. Система 300 включает в себя подземный пласт 302, подземный пласт 304, подземный пласт 306 и подземный пласт 308. На поверхности может находиться установка 310. Скважина 312 проходит через пласты 302 и 304 и имеет отверстия в пласте 306. Части 314 пласта 306 могут быть в некоторых случаях подвергнуты гидроразрыву и/или перфорированы. Во время первичной добычи нефть и газ из пласта 306 могут поступать в части 314, в скважину 312 и направляться к установке 310. Далее установка 310 разделяет газ, который может быть направлен на газопереработку 316, и жидкость, которая может быть направлена в хранилище 318 для жидкости. Установка 310 включает в себя также хранилище 330 для смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи. Как следует из фиг.3а, смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи может нагнетаться через скважину 312, как это показано направленной вниз стрелкой, в пласт 306. Смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи может быть оставлен в пласте с целью пропитки на период времени от примерно 1 часа до примерно 15 суток, например от примерно 5 до примерно 50 часов.3a and 3b illustrate some embodiments of a
После периода пропитки, как это показано на фиг.3b, смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи и нефть и/или газ могут затем добываться через скважину 312 на установку 310. Установка 310 может быть приспособлена для отделения и/или рециркуляции смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи, например с помощью кипячения состава, конденсирования его или фильтрации, проведения с ним реакции и затем повторной нагнетания состава в скважину 312, например, путем повторения цикла пропитки, показанной на фиг.3а и 3b, от примерно 2 до примерно 5 раз.After an impregnation period, as shown in FIG. 3b, the miscible oil recovery enhancement composition and oil and / or gas can then be produced through the well 312 to the
В некоторых вариантах осуществления смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи может нагнетаться в пласт 306 под давлением ниже давления гидроразрыва пласта, например от примерно 40 до примерно 90% давления гидроразрыва пласта.In some embodiments, a miscible oil recovery formulation may be injected into the
Скважину 312, как это показано на фиг.3а, через которую производится нагнетание в пласт 306, можно рассматривать как типичную скважину в группе 202 скважин, а скважину 312, как это показано на фиг.3b, через которую производится добыча из пласта 306, можно рассматривать как типичную скважину в группе 204 скважин.Well 312, as shown in FIG. 3a, through which injection into
Скважина 312, как это показано на фиг.3а, через которую производится нагнетание в пласт 306, можно рассматривать как типичную скважину в группе 204 скважин, а скважину 312, как это показано на фиг.3b, через которую производится добыча из пласта 306, можно рассматривать как типичную скважину в группе 202 скважин.Well 312, as shown in FIG. 3a, through which injection into
Для возврата смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи из пласта 306 к скважине 312 после завершения добычи нефти из пласта 306 в другую, соседнюю с ней скважину (не показана) может быть нагнетено средство для ремедиации. Подходящие средства для ремедиации обсуждаются ниже.To return the miscible agent to enhance oil recovery from the
С целью очистки пласта после заполнения смешивающейся с нефтью средой смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи может быть превращен in situ в пласте 306 в другое соединение, после чего это другое соединение может быть извлечено через скважину 312. Подходящие способы превращения смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи обсуждаются ниже.In order to clean the formation after filling the oil miscible medium, the miscible oil recovery agent can be converted in situ in the
Фиг.3сFig. 3c
На фиг.3с иллюстрируются некоторые варианты осуществления изобретения, относящиеся к системе 400. Система 400 включает в себя подземный пласт 402, пласт 404, пласт 406 и пласт 408. На поверхности может находиться добывающая установка 410. Скважина 412 проходит через пласты 402 и 404 и имеет отверстия в пласте 406. Части 414 пласта могут быть в некоторых случаях подвергнуты гидроразрыву и/или перфорированы. Во время добычи нефть и газ из пласта 306 поступают в части 414 и поднимаются по скважине 412 к добывающей установке 410. Газ и жидкость могут разделяться, после чего газ может направляться в газохранилище 416, а жидкость может направляться в хранилище 418 для жидкости. На добывающей установке 410 может производиться и/или храниться смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи, который может производиться и храниться в блоке производства/хранения 430. Сероводород и/или другие серусодержащие соединения из пласта 412 могут направляться в блок производства/хранения 430 смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи. Смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи может нагнетаться вниз по скважине 432 к частям 434 пласта 406. Смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи проходит через пласт 406 для облегчения добычи нефти и газа, после чего смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи, нефть и/или газ могут направляться к скважине 412 и далее к добывающей установке 410. Смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи может быть затем направлен на рециркуляцию, например путем кипячения состава, конденсирования его или фильтрации, или проведения с ним реакции и затем повторной нагнетания состава в скважину 432.3c illustrates some embodiments of the invention related to
В некоторых вариантах осуществления некоторое количество смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи или смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи, смешанного с другими компонентами, может быть нагнетено в скважину 432 с последующим нагнетанием какого-либо другого компонента для продавливания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи или смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи, смешанного с другими компонентами, через пласт 406, которым (другим компонентом) может быть воздух; вода в газообразной или жидкой форме; вода, смешанная с одной или более солями; полимеры и/или поверхностно-активные вещества; диоксид углерода; другие газы; другие жидкости; и/или их смеси.In some embodiments, some of the miscible enhanced oil recovery composition or miscible enhanced oil mixed with the other components can be injected into the well 432, followed by injection of some other component to press the miscible enhanced oil recovery composition or the miscible enhanced oil recovery composition mixed with other components through
В некоторых вариантах осуществления скважину 412, через которую добывается нефть и/или газ, можно рассматривать как типичную скважину из группы 202 скважин, а скважину 432, которая используется для нагнетания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи, можно рассматривать как типичную скважину из группы 204 скважин.In some embodiments, a well 412 through which oil and / or gas is produced can be considered a typical well from a group of 202 wells, and a well 432 that is used to inject a miscible composition to enhance oil recovery can be considered a typical well from a group of 204 wells.
В некоторых вариантах осуществления скважину 412, через которую добывается нефть и/или газ, можно рассматривать как типичную скважину из группы 204 скважин, а скважину 432, которая используется для нагнетания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи, можно рассматривать как типичную скважину из группы 202 скважин.In some embodiments, a well 412 through which oil and / or gas is produced can be considered a typical well from a group of 204 wells, and a well 432 that is used to inject a miscible composition to enhance oil recovery can be considered a typical well from a group of 202 wells.
Для возврата смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи из пласта 406 к скважине 432 после завершения добычи нефти из пласта 406 и скважины 412 в скважину 412 может быть нагнетено средство для ремедиации. Подходящие средства для ремедиации обсуждаются ниже.Remediation means may be injected to return a miscible agent to enhance oil recovery from
С целью очистки пласта после заполнения пласта смешивающейся с нефтью средой смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи может быть превращен in situ в пласте 406 в другое соединение, после чего это другое соединение может быть извлечено из пласта 406. Подходящие способы превращения смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи обсуждаются ниже.In order to clean the formation after filling the formation with a miscible oil medium, the miscible oil recovery agent can be converted in situ in the
Средства для ремедиации:Means for remediation:
Подходящие средства для ремедиации включают воду в жидкой или паровой форме, пены, водные растворы ПАВ, водные растворы полимеров, диоксид углерода, природный газ и/или другие углеводороды, и их смеси.Suitable remediation agents include liquid or vapor water, foams, aqueous surfactant solutions, aqueous polymer solutions, carbon dioxide, natural gas and / or other hydrocarbons, and mixtures thereof.
В одном из вариантов осуществления средствами для ремедиации могут быть водные растворы ПАВ. Подходящие водные растворы ПАВ раскрыты в патенте США №3943160, патенте США №3946812, патенте США №4077471, патенте США №4216079, патенте США №5319709, патенте США №5723423, патенте США №6022834, патенте США №6269881 и у Wellington et al. "Low Surfactant Concentration Enhanced Wateflooding" (Заводнение, стимулируемое низкими концентрациями ПАВ), Society Petroleum Engineers, 1995, все из которых включены в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.In one embodiment, the remedies may be aqueous surfactant solutions. Suitable aqueous surfactant solutions are disclosed in US patent No. 3943160, US patent No. 3946812, US patent No. 4077471, US patent No. 4216079, US patent No. 5319709, US patent No. 5723423, US patent No. 6022834, US patent No. 6269881 and Wellington et al . "Low Surfactant Concentration Enhanced Wateflooding", Society Petroleum Engineers, 1995, all of which are incorporated herein by reference.
Как указывалось выше, чтобы извлечь как можно больше смешивающегося растворителя, после завершения операции залива смешивающегося растворителя в пласт может быть введено средство для ремедиации.As indicated above, to recover as much of the miscible solvent as possible, after completion of the operation of pouring the miscible solvent into the formation, a remedy may be introduced.
Превращение in situIn situ transformation
В некоторых вариантах осуществления остающийся в пласте смешивающийся растворитель после завершения процесса стимулированной добычи и после возможной операции залива средства для ремедиации может быть превращено in situ (в пласте) в другое соединение.In some embodiments, a miscible solvent remaining in the formation after completion of the stimulated production process and after a possible operation of filling the remediation agent may be converted in situ (in the formation) to another compound.
Образование сульфида железаIron sulfide formation
В одном из примеров смешивающимся растворителем может быть сероуглеродный состав. Сероуглерод может гидролизоваться в пласте до сероводорода, например при подводе кислорода, воды, водяного пара, пероксидов и/или тепла. С целью осуществления катализа реакции превращения сероуглерода в сероводород в пласт могут быть введены один или более катализаторов, таких как оксид алюминия и/или оксид титана, например в виде раствора, в виде порошка или в виде суспензии в воде или каких-либо других текучих средах.In one example, a miscible solvent may be a carbon disulfide formulation. Carbon disulphide can be hydrolyzed in the formation to hydrogen sulfide, for example, by supplying oxygen, water, water vapor, peroxides and / or heat. In order to catalyze the reaction of converting carbon disulfide into hydrogen sulfide into the formation, one or more catalysts can be introduced, such as alumina and / or titanium oxide, for example in the form of a solution, in the form of a powder, or in the form of a suspension in water or any other fluid .
Сероуглерод может быть превращен в сероводород с помощью какой-либо реакции или механизма. Выбор реакции или механизма не представляет особой важности. Одним из подходящих механизмов, с помощью которого сероуглерод гидролизуется до сероводорода, является известная реакция, описываемая уравнением:Carbon disulfide can be converted to hydrogen sulfide using any reaction or mechanism. The choice of reaction or mechanism is not particularly important. One of the suitable mechanisms by which carbon disulfide is hydrolyzed to hydrogen sulfide is a known reaction described by the equation:
CS2+2Н2O→2H2S+СO2 (уравнение 1)CS 2 + 2H 2 O → 2H 2 S + CO 2 (equation 1)
Сероводород может быть затем извлечен через одну или более скважин. Для извлечения сероводорода из пласта с целью облегчения извлечения сероводорода через скважину в пласт могут быть нагнетены вода, воздух, диоксид углерода или одна (один) или более других жидкостей или газов средств для ремедиации.Hydrogen sulfide can then be recovered through one or more wells. To remove hydrogen sulfide from the formation in order to facilitate the extraction of hydrogen sulfide through the well, water, air, carbon dioxide, or one (one) or more other liquids or gases of remediation can be injected into the formation.
Реакции окисленияOxidation reactions
В одном из примеров смешивающийся растворитель может включать в себя спирт и/или углеводород, такой как природный газ, пропан, бутан и/или пентан. Смешивающийся растворитель может сжигаться на месте внутри пласта в основном до воды и диоксида углерода, например при подаче кислорода, водяного пара, пероксидов и/или при подводе тепла.In one example, a miscible solvent may include alcohol and / or a hydrocarbon such as natural gas, propane, butane and / or pentane. The miscible solvent can be burnt in situ within the formation mainly to water and carbon dioxide, for example, by supplying oxygen, water vapor, peroxides and / or by supplying heat.
В другом примере смешивающийся растворитель может включать сероуглеродный состав. Сероуглерод может сжигаться или окисляться в пласте до диоксида серы, например при подаче кислорода, пероксидов и/или при подводе тепла.In another example, a miscible solvent may include a carbon disulfide formulation. Carbon disulfide can be burned or oxidized in the formation to sulfur dioxide, for example, when oxygen, peroxides and / or heat are supplied.
Сероуглерод может окисляться с помощью какой-либо реакции или механизма. Выбор реакции или механизма не представляет особой важности. Одним из подходящих механизмов, с помощью которого сероуглерод превращается в дисульфид углерода, является известная реакция, описываемая уравнением:Carbon disulfide may be oxidized by any reaction or mechanism. The choice of reaction or mechanism is not particularly important. One of the suitable mechanisms by which carbon disulfide is converted to carbon disulfide is the well-known reaction described by the equation:
CS2+3O2→2SO2+CO2 (уравнение 2)CS 2 + 3O 2 → 2SO 2 + CO 2 (equation 2)
Диоксид серы может быть затем извлечен через одну или более скважин. Для извлечения диоксида серы из пласта с целью облегчения извлечения диоксида серы через скважину в пласт могут быть нагнетены вода, воздух, диоксид углерода или одна (один) или более других жидкостей или газов или средств для ремедиации.Sulfur dioxide can then be recovered through one or more wells. To extract sulfur dioxide from the formation, in order to facilitate the extraction of sulfur dioxide through the well, water, air, carbon dioxide, or one (one) or more other liquids or gases or remediation agents may be injected into the formation.
Альтернативные варианты осуществленияAlternative embodiments
В некоторых вариантах осуществления нефть и/или газ могут извлекаться из пласта в скважину и проходить через скважину и трубопровод от скважины к установке. В некоторых вариантах осуществления для усиления тока нефти и/или газа из пласта может быть применен метод повышения нефтеотдачи с использованием какого-либо агента, например водяного пара, воды, ПАВ, полимерной заливки и/или смешивающегося агента, такого как сероуглеродный состав или диоксид углерода.In some embodiments, oil and / or gas may be extracted from the formation into the well and passed through the well and pipe from the well to the installation. In some embodiments, to enhance the flow of oil and / or gas from the reservoir, an oil recovery enhancement method using any agent, for example water vapor, water, a surfactant, a polymer fill and / or a miscible agent, such as a carbon disulfide composition or carbon dioxide, can be applied. .
В некоторых вариантах осуществления добываемые из пласта нефть и/или газ могут включать в себя сернистое соединение. Сернистыми соединениями могут быть сероводород, меркаптаны, сульфиды и дисульфиды отличные от сероводорода или гетероциклические сернистые соединения, например тиофены, бензотиофены или замещенные с конденсированными циклами дибензотиофены, или их смеси.In some embodiments, oil and / or gas produced from the formation may include a sulfur compound. Sulfur compounds may be hydrogen sulfide, mercaptans, sulfides and disulfides other than hydrogen sulfide or heterocyclic sulfur compounds, for example thiophenes, benzothiophenes or dibenzothiophenes substituted with fused rings, or mixtures thereof.
В некоторых вариантах осуществления сернистое соединение из пласта может быть превращено в сероуглеродный состав. Превращение по крайней мере части сернистого соединения в сероуглеродный состав может осуществляться любым известным способом. Подходящими способами могут быть реакция окисления сернистого соединения до серы и/или диоксидов серы или реакция серы и/или диоксида серы с углеродом или каким-либо углеродсодержащим соединением с образованием сероуглеродного состава. Выбор способа для превращения по крайней мере части сернистого соединения в сероуглеродный состав не представляет особой важности.In some embodiments, a sulfur compound from the formation may be converted to a carbon disulfide formulation. The conversion of at least part of the sulfur compound to a carbon disulfide composition can be carried out by any known method. Suitable methods may be the reaction of oxidizing a sulfur compound to sulfur and / or sulfur dioxide, or the reaction of sulfur and / or sulfur dioxide with carbon or some carbon-containing compound to form a carbon disulfide composition. The selection of a method for converting at least a portion of a sulfur compound into a carbon disulfide formulation is not of particular importance.
В некоторых вариантах осуществления подходящим смешивающимся агентом для повышения нефтеотдачи может быть сероуглеродный состав. Сероуглеродный состав может включать в себя сероуглерод или производные сероуглерода, например тиокарбонаты, ксантаты и их смеси и, возможно, одно или более из следующих соединений: сероводород, серу, диоксид углерода, углеводороды и их смеси.In some embodiments, a suitable miscible oil recovery agent may be a carbon disulfide formulation. The carbon disulfide composition may include carbon disulfide or carbon disulfide derivatives, for example thiocarbonates, xanthates and mixtures thereof, and optionally one or more of the following compounds: hydrogen sulfide, sulfur, carbon dioxide, hydrocarbons and mixtures thereof.
В некоторых вариантах осуществления подходящим способом получения сероуглеродного состава является способ, раскрытый в патентной заявке США №11/409436, зарегистрированной 19 апреля 2006 и имеющей номер досье поверенного ТН2616. Патентная заявка США №11/409436 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылки.In some embodiments, a suitable method for preparing a carbon disulfide composition is the method disclosed in US Patent Application No. 11/409436, filed April 19, 2006, and attorney dossier number TH2616. US patent application No. 11/409436 is fully incorporated into this application by reference.
В некоторых вариантах осуществления подходящие смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи включают сероуглерод, сероводород, диоксид углерода, октан, пентан, сжиженный нефтяной газ, алифатические С2-С6-углеводороды, азот, дизельное топливо, уайт-спирит, лигроиновый растворитель, растворитель битума, керосин, ацетон, ксилол, трихлорэтан или смеси двух или более из этих соединений, или какие-либо другие известные в технике смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи. В некоторых вариантах осуществления подходящие смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи являются агентами, смешивающимися с нефтью в пласте при первом контакте или при множестве контактов.In some embodiments, suitable miscibility enhancers include carbon disulfide, hydrogen sulfide, carbon dioxide, octane, pentane, liquefied petroleum gas, aliphatic C 2 -C 6 hydrocarbons, nitrogen, diesel, white spirit, ligroin solvent, bitumen solvent, kerosene, acetone, xylene, trichloroethane or mixtures of two or more of these compounds, or any other miscible agents known in the art to enhance oil recovery. In some embodiments, suitable miscibility enhancers are miscible with oil in the formation upon first contact or multiple contacts.
В некоторых вариантах осуществления несмешивающимися агентами для повышения нефтеотдачи могут быть вода в газообразной или жидкой форме, воздух, смеси двух или более их названных веществ, или какие-либо другие известные в технике несмешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи. В некоторых вариантах осуществления несмешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи не смешиваются с нефтью в пласте при первом контакте или при множестве контактов.In some embodiments, immiscible oil recovery agents may be water in a gaseous or liquid form, air, mixtures of two or more of these named substances, or any other immiscible oil recovery agents known in the art. In some embodiments, immiscible oil recovery agents are not miscible with the oil in the formation at the first contact or at multiple contacts.
В некоторых вариантах осуществления нагнетенные в пласт несмешивающиеся и/или смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи могут извлекаться из добываемых нефти и/или газа и повторно нагнетаться в пласт.In some embodiments, non-miscible and / or miscible oil recovery agents injected into the formation can be recovered from the produced oil and / or gas and re-injected into the formation.
В некоторых вариантах осуществления нефть, находящаяся в пласте до нагнетания агента для повышения нефтеотдачи, имеет вязкость по меньшей мере примерно 100 сПз или по меньшей мере примерно 500 сПз, или по меньшей мере примерно 1000 сПз, или по меньшей мере примерно 2000 сПз, или по меньшей мере примерно 5000 сПз, или по меньшей мере примерно 10000 сПз. В некоторых вариантах осуществления нефть, находящаяся в пласте до нагнетания агента для повышения нефтеотдачи, имеет вязкость не выше примерно 5000000 сПз или не выше примерно 2000000 сПз, или не выше примерно 1000000 сПз, или не выше примерно 500000 сПз.In some embodiments, the oil in the formation prior to injection of the enhanced oil recovery agent has a viscosity of at least about 100 cps, or at least about 500 cps, or at least about 1000 cps, or at least about 2000 cps, or at least about 5,000 cps, or at least about 10,000 cps. In some embodiments, the oil in the formation prior to injection of the enhanced oil recovery agent has a viscosity of not higher than about 5,000,000 cps or not higher than about 2,000,000 cps or not higher than about 1,000,000 cps or not higher than about 500,000 cps.
Высвобождение по крайней мере части смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи и/или других жидкостей и/или газов может быть осуществлено любым известным способом. Одним из подходящих способов является нагнетание смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи в одиночный трубопровод в одиночной скважине с последующей выдержкой для пропитки сероуглеродным составом и откачкой по крайней мере части сероуглеродного состава с газом и/или жидкостями. Другой подходящий способ состоит в нагнетании смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи в первую скважину с последующей откачкой по крайней мере части сероуглеродного состава с газом и/или жидкостями через вторую скважину. Выбор способа нагнетания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи и/или других жидкостей и/или газов не представляет особой важности.The release of at least a portion of the miscible oil recovery agent and / or other liquids and / or gases may be carried out by any known method. One suitable method is to inject a miscible composition to increase oil recovery into a single pipeline in a single well, followed by soaking it with a carbon disulfide composition and pumping out at least part of the carbon disulfide composition with gas and / or liquids. Another suitable method is to inject a miscible composition to increase oil recovery into the first well, followed by pumping at least a portion of the carbon disulfide composition with gas and / or liquids through the second well. The choice of the method of injection of the miscible composition to enhance oil recovery and / or other liquids and / or gases is not of particular importance.
В некоторых вариантах осуществления смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи и/или другие жидкости и/или газы могут нагнетаться в пласт под давлением в пределах до давления гидроразрыва пласта.In some embodiments, a miscible enhanced oil recovery composition and / or other fluids and / or gases may be injected into the formation under pressure up to the fracture pressure.
В некоторых вариантах осуществления смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи может смешиваться с нефтью и/или газом в пласте с образованием смеси, которая может извлекаться из скважины. В некоторых вариантах осуществления некоторое количество смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи может нагнетаться в скважину с последующим нагнетанием другого компонента для продавливания состава через пласт. Для продавливания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи через пласт могут, например, использоваться воздух, вода в жидкой или паровой форме, диоксид углерода, другие газы, другие жидкости и/или их смеси.In some embodiments, a miscible enhanced oil recovery composition can be mixed with oil and / or gas in the formation to form a mixture that can be removed from the well. In some embodiments, some miscible formulation to enhance oil recovery can be injected into the well, followed by injection of another component to force the formulation through the formation. For pushing the miscible composition to enhance oil recovery through the formation, for example, air, water in liquid or vapor form, carbon dioxide, other gases, other liquids and / or mixtures thereof can be used.
В некоторых вариантах осуществления смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи может быть нагрет перед его нагнетанием в пласт для снижения вязкости флюидов в пласте, например тяжелых масел, парафинов, асфальтенов и т.д.In some embodiments, a miscible enhanced oil recovery composition may be heated before it is injected into the formation to reduce the viscosity of the fluids in the formation, for example, heavy oils, paraffins, asphaltenes, etc.
В некоторых вариантах осуществления с целью снижения вязкости флюидов в пласте находящийся в пласте смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи может нагреваться и/или кипятиться с использованием какой-либо нагретой текучей среды или нагревателя. В некоторых вариантах осуществления для нагрева и/или испарения смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи в пласте могут быть использованы нагретая вода и/или водяной пар.In some embodiments, in order to reduce the viscosity of the fluids in the formation, the miscible composition in the formation to enhance oil recovery may be heated and / or boiled using any heated fluid or heater. In some embodiments, heated water and / or water vapor may be used to heat and / or vaporize the miscible composition to enhance oil recovery in the formation.
В некоторых вариантах осуществления находящийся в пласте смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи может нагреваться и/или кипятиться с использованием нагревателя. Один из подходящих для этого нагревателей раскрыт в публикации патентной заявки США №10/693816, зарегистрированной 24 октября 2003 и имеющей номер досье поверенного ТН2557. Патентная заявка США №10/693816 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.In some embodiments, a miscible oil recovery composition in the formation may be heated and / or boiled using a heater. One suitable heater for this is disclosed in US Patent Application Publication No. 10/693816, filed October 24, 2003, and attorney dossier number TH2557. US patent application No. 10/693816 is fully incorporated into this application by reference.
В некоторых вариантах осуществления добытые нефть и/или газ могут транспортироваться к нефтеперерабатывающему заводу и/или перерабатывающей установке. Нефть и/или газ могут перерабатываться с получением промышленных продуктов, таких как моторные топлива, например бензин и дизельное топливо, отопительное топливо, смазочные материалы, химические реактивы и/или полимеры. Переработка может включать в себя перегонку и/или фракционную перегонку нефти и/или газа с образованием одной или более дистиллятных фракций. В некоторых вариантах осуществления одна или более дистиллятных фракций могут подвергаться одному или более из следующих процессов: каталитическому крекингу, гидрокрекингу, коксованию, термическому крекингу, перегонке, реформингу, полимеризации, изомеризации, алкилированию, созданию смесей и деасфальтизации.In some embodiments, the produced oil and / or gas may be transported to the refinery and / or refinery. Oil and / or gas can be refined to produce industrial products, such as motor fuels, such as gasoline and diesel, heating oil, lubricants, chemicals and / or polymers. Processing may include distillation and / or fractional distillation of oil and / or gas to form one or more distillate fractions. In some embodiments, one or more distillate fractions may undergo one or more of the following processes: catalytic cracking, hydrocracking, coking, thermal cracking, distillation, reforming, polymerization, isomerization, alkylation, blending, and deasphalting.
Варианты осуществления изобретенияEmbodiments of the invention
В одном из вариантов осуществления раскрыта система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающая в себя первую группу скважин, распределенных над пластом; вторую группу скважин, распределенных над пластом; где первая группа скважин содержит средства для нагнетания в пласт смешивающегося состава для стимулирования нефтеотдачи, а вторая группа скважин содержит средства для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени; средство для превращения внутри пласта по крайней мере части смешивающегося состава для стимулирования нефтеотдачи в другое соединение в течение второго периода времени; и средство для извлечения по крайней мере части другого соединения в течение третьего периода времени. В некоторых вариантах осуществления скважина в первой группе скважин находится на расстоянии от 10 м до 1 км от одной или более соседних скважин из второй группы скважин. В некоторых вариантах осуществления подземный пласт расположен под массой воды. В некоторых вариантах осуществления система включает также средство для нагнетания несмешивающегося состава для повышения нефтеотдачи в пласт после того, как в пласт будет запущен смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи. В некоторых вариантах осуществления система включает также смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи, выбираемый из группы, состоящей из сероуглеродного состава, сероводорода, диоксида углерода, октана, пентана, сжиженного нефтяного газа, алифатических С2-С6-углеводородов, азота, дизельного топлива, уайт-спирита, лигроинового растворителя, растворителя асфальта, керосина, ацетона, ксилола, трихлорэтана и их смесей.In one embodiment, a system for producing oil and / or gas from an underground formation is disclosed, including: a first group of wells distributed over the formation; a second group of wells distributed over the formation; where the first group of wells contains means for injecting a miscible composition into the formation to stimulate oil recovery, and the second group of wells contains means for producing oil and / or gas from the formation during the first period of time; means for transforming at least part of the miscible composition within the formation to stimulate oil recovery into another compound for a second period of time; and means for recovering at least a portion of another compound during a third period of time. In some embodiments, the implementation of the well in the first group of wells is located at a distance of from 10 m to 1 km from one or more neighboring wells from the second group of wells. In some embodiments, the subterranean formation is located under a body of water. In some embodiments, the system also includes means for injecting the immiscible composition to increase oil recovery into the formation after the miscible composition to increase oil recovery is launched into the formation. In some embodiments, the system also includes a miscible oil recovery enhancer selected from the group consisting of a carbon disulfide composition, hydrogen sulfide, carbon dioxide, octane, pentane, liquefied petroleum gas, aliphatic C 2 -C 6 hydrocarbons, nitrogen, diesel, white -spirit, naphtha solvent, asphalt solvent, kerosene, acetone, xylene, trichloroethane and mixtures thereof.
В некоторых вариантах осуществления система включает также несмешивающийся состав для повышения нефтеотдачи, выбираемый из группы, состоящей из воды в газообразной или жидкой форме, воздуха и их смесей. В некоторых вариантах осуществления первая группа скважин включает от 5 до 500 скважин, и вторая группа скважин включает от 5 до 500 скважин. В некоторых вариантах осуществления система включает также смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи, содержащий сероуглеродный состав. В некоторых вариантах осуществления система содержит установку для производства сероуглеродного состава. В некоторых вариантах осуществления подземный пласт содержит нефть, имеющую вязкость от 100 до 5000000 сПз. В некоторых вариантах осуществления первая группа скважин имеет в пласте профиль нагнетания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи, а вторая группа скважин имеет в пласте профиль нефтеотдачи, причем система имеет перекрытие между профилем нагнетания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи и профилем нефтеотдачи. В некоторых вариантах осуществления смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи содержит сероуглерод. В некоторых вариантах осуществления другое соединение содержит сероводород. В некоторых вариантах осуществления средство для извлечения по крайней мере части другого соединения включает в себя скважину для сбора другого соединения и переноса этого соединения из пласта в какое-либо место над пластом. В некоторых вариантах осуществления средство для извлечения по крайней мере части другого соединения включает в себя скважину для нагнетания в пласт средства для ремедиации для вытеснения другого соединения из пласта в сторону одной или более других скважин.In some embodiments, the system also includes an immiscible oil recovery enhancer selected from the group consisting of water in a gaseous or liquid form, air, and mixtures thereof. In some embodiments, the first group of wells includes from 5 to 500 wells, and the second group of wells includes from 5 to 500 wells. In some embodiments, the system also includes a miscible oil recovery formulation comprising a carbon disulfide formulation. In some embodiments, the system comprises an apparatus for producing a carbon disulfide formulation. In some embodiments, the subterranean formation comprises oil having a viscosity of from 100 to 5,000,000 cps. In some embodiments, the first group of wells in the formation has an injection profile of the miscible composition to enhance oil recovery, and the second group of wells in the formation has an oil production profile of the reservoir, the system having an overlap between the injection profile of the mixing composition to enhance oil recovery and the oil recovery profile. In some embodiments, a miscible oil recovery formulation contains carbon disulfide. In some embodiments, another compound comprises hydrogen sulfide. In some embodiments, the means for extracting at least a portion of the other compound includes a well for collecting another compound and transferring the compound from the formation to any location above the formation. In some embodiments, the means for retrieving at least a portion of the other compound includes a well for injecting remedies into the formation to expel the other compound from the formation toward one or more other wells.
В одном из вариантов осуществления изобретения раскрыт способ добычи нефти и/или газа, включающий нагнетание в пласт сероуглеродного состава через первую скважину в течение первого периода времени; добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину в течение первого периода времени; превращение in situ по крайней мере части сероуглеродного состава в другое соединение при завершении добычи из пласта нефти и/или газа; и извлечение из пласта по крайней мере части другого соединения.In one embodiment of the invention, a method for producing oil and / or gas is disclosed, comprising injecting a carbon disulfide composition into a formation through a first well during a first period of time; the production of oil and / or gas from the formation through the second well during the first period of time; in situ conversion of at least a portion of the carbon disulfide composition to another compound upon completion of oil and / or gas production from the formation; and recovering at least part of the other compound from the formation.
В некоторых вариантах осуществления способ включает также извлечение сероуглеродного состава из нефти и/или газа (если он там присутствует) с последующим нагнетанием в пласт по крайней мере части сероуглеродного состава в смеси с одним или более из следующих веществ: углеводороды; сернистые соединения отличные от сероуглерода; диоксид углерода; оксид углерода; и их смеси.In some embodiments, the method also includes recovering the carbon disulfide composition from the oil and / or gas (if present), followed by injecting at least a portion of the carbon disulfide composition into the formation in admixture with one or more of the following: hydrocarbons; sulfur compounds other than carbon disulfide; carbon dioxide; carbon monoxide; and mixtures thereof.
В некоторых вариантах осуществления способ включает также дополнительный нагрев сероуглеродного состава перед нагнетанием сероуглеродного состава в пласт или во время нахождения состава в пласте. В некоторых вариантах осуществления сероуглеродный состав нагнетается под давлением от 0 до 37000 кПа по отношению к начальному давлению в коллекторе, измеренному до начала нагнетания сероуглерода. В некоторых вариантах осуществления подземный пласт характеризуется проницаемостью от 0,0001 до 15 дарси, например проницаемостью от 0,001 до 1 дарси. В некоторых вариантах осуществления нефть, находящаяся в подземном пласте до нагнетания сероуглеродного состава, содержит от 0,5 до 5% серы, например от 1 до 3%. В некоторых вариантах осуществления способ включает также превращение по крайней мере части добытой нефти и/или газа в материал, выбранный из группы, состоящей из моторных топлив, например бензина и дизельного топлива, отопительного топлива, смазочных материалов, химических реактивов и/или полимеров. В некоторых вариантах осуществления способ включает также нагнетание в пласт средства для ремедиации через вторую скважину в течение второго периода времени и извлечение другого соединения из пласта через первую скважину в течение второго периода времени. В некоторых вариантах осуществления, средство для ремедиации содержит материал, выбираемый из группы, состоящей из воды, воды и какого-либо ПАВ, диоксида углерода, воздуха и природного газа. В некоторых вариантах осуществления средство для ремедиации содержит воду и растворенный в воде полимер. В некоторых вариантах осуществления превращение по крайней мере части сероуглеродного состава в другое соединение включает нагнетание в пласт по меньшей мере одного из следующих веществ: водяного пара, воды и пероксида.In some embodiments, the method also includes further heating the carbon disulfide composition before injecting the carbon disulfide composition into the formation or while the composition is in the formation. In some embodiments, the carbon disulfide composition is injected at a pressure of from 0 to 37,000 kPa with respect to the initial pressure in the reservoir, measured prior to the start of carbon disulfide injection. In some embodiments, the subterranean formation is characterized by a permeability of from 0.0001 to 15 darcy, for example, a permeability of from 0.001 to 1 darcy. In some embodiments, the oil in the subterranean formation prior to injection of the carbon disulfide composition contains from 0.5 to 5% sulfur, for example from 1 to 3%. In some embodiments, the method also includes converting at least a portion of the produced oil and / or gas into a material selected from the group consisting of motor fuels, such as gasoline and diesel fuel, heating oil, lubricants, chemicals and / or polymers. In some embodiments, the method also includes injecting remedies into the formation for remediation through the second well during a second period of time and extracting another compound from the formation through the first well for a second period of time. In some embodiments, the remediation agent comprises a material selected from the group consisting of water, water, and any surfactant, carbon dioxide, air, and natural gas. In some embodiments, the remediation agent comprises water and a polymer dissolved in water. In some embodiments, converting at least a portion of the carbon disulfide composition to another compound comprises injecting at least one of the following materials into the formation: water vapor, water, and peroxide.
В одном из вариантов осуществления изобретения раскрыт способ добычи нефти и/или газа, включающий нагнетание в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи через первую скважину в течение первого периода времени, добычу из пласта нефти и/или газа через вторую скважину в течение первого периода времени; превращение после завершения добычи из пласта нефти и/или газа по крайней мере части смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи внутри пласта в другое соединение;In one embodiment of the invention, a method of producing oil and / or gas is disclosed, comprising injecting a miscible composition into the formation to increase oil recovery through the first well during the first time period, producing oil and / or gas from the formation through the second well for the first time period; the conversion after completion of production of oil and / or gas from the reservoir at least part of the miscible composition to increase oil recovery within the reservoir into another compound;
и извлечение из пласта по крайней мере части другого соединения. В некоторых вариантах осуществления способ включает также нагнетание в пласт несмешивающегося состава для повышения нефтеотдачи через первую скважину в течение периода времени, следующего после первого периода времени, с целью продавливания через пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи. В некоторых вариантах осуществления добытые нефть и/или газ содержат сернистое соединение и при этом дополнительно по крайней мере часть сернистого соединения превращают в смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи. В некоторых вариантах осуществления смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи содержит сероуглеродный состав. В некоторых вариантах осуществления другое соединение содержит сероводород.and recovering at least part of the other compound from the formation. In some embodiments, the method also includes injecting an immiscible composition into the formation to enhance oil recovery through the first well for a period of time following the first period of time to force the mixed composition to increase oil recovery through the formation. In some embodiments, the produced oil and / or gas contains a sulfur compound and, in addition, at least a portion of the sulfur compound is converted into a miscible composition to enhance oil recovery. In some embodiments, the implementation of the miscible composition to enhance oil recovery contains a carbon disulfide composition. In some embodiments, the implementation of another compound contains hydrogen sulfide.
В некоторых вариантах осуществления способ включает также нагрев смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи. В некоторых вариантах осуществления способ включает также нагнетание в пласт средства для ремедиации из второй скважины в течение второго периода времени и извлечение из пласта другого соединения через первую скважину в течение второго периода времени. В некоторых вариантах осуществления средство для ремедиации содержит воду и/или диоксид углерода.In some embodiments, the method also includes heating the miscible composition to enhance oil recovery. In some embodiments, the method also includes injecting remedies into the formation for remediation from the second well during a second time period and removing another compound from the formation through the first well for a second period of time. In some embodiments, the remediation agent comprises water and / or carbon dioxide.
Специалисты должны принять во внимание, что в составляющих частях раскрытых вариантов осуществления изобретения, конфигурациях, материалах и способах возможны многочисленные модификации и изменения без отступления от их сути и объема. Соответственным образом, объем прилагаемой ниже формулы изобретения и его функциональные эквиваленты не должны быть ограничены конкретными описанными и проиллюстрированными вариантами осуществления, поскольку они по своей природе являются всего лишь иллюстративными.Professionals should take into account that in the constituent parts of the disclosed embodiments of the invention, configurations, materials and methods, numerous modifications and changes are possible without departing from their essence and scope. Accordingly, the scope of the appended claims and their functional equivalents should not be limited to the particular described and illustrated embodiments, since they are merely illustrative in nature.
Claims (28)
первую группу скважин, распределенных над пластом;
вторую группу скважин, распределенных над пластом;
при этом первая группа скважин содержит установку для нагнетания в пласт сероуглерода, а вторая группа скважин содержит установку для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени;
средство для превращения внутри пласта по крайней мере части сероуглерода в другое соединение в течение второго периода времени; и
средство для извлечения по крайней мере части указанного другого соединения в течение третьего периода времени.1. A system for extracting oil and / or gas from an underground reservoir, comprising:
the first group of wells distributed over the formation;
a second group of wells distributed over the formation;
wherein the first group of wells contains an installation for injecting carbon disulfide into the formation, and the second group of wells contains an installation for extracting oil and / or gas from the formation during the first period of time;
means for converting at least a portion of the carbon disulfide into another compound within the formation during a second period of time; and
means for extracting at least a portion of said other compound over a third period of time.
нагнетают в пласт сероуглерод через первую скважину в течение первого периода времени;
добывают нефть и/или газ из пласта через вторую скважину в течение первого периода времени;
превращают по крайней мере часть сероуглерода в другое соединение в пласте при завершении добычи из пласта нефти и/или газа; и
извлекают из пласта по крайней мере часть указанного другого соединения.14. A method of producing oil and / or gas, characterized in that:
carbon disulfide is injected into the formation through the first well during the first time period;
producing oil and / or gas from the formation through a second well during a first time period;
at least a portion of the carbon disulfide is converted to another compound in the formation upon completion of oil and / or gas production from the formation; and
at least part of said other compound is recovered from the formation.
нагнетают в пласт средство для ремедиации через вторую скважину в течение второго периода времени; и
добывают указанное другое соединение из пласта через первую скважину в течение второго периода времени.22. The method according to 14, characterized in that it further:
injecting remedy through the second well into the formation for a second period of time; and
the specified other connection from the reservoir through the first well during the second period of time.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US98884407P | 2007-11-19 | 2007-11-19 | |
| US60/988,844 | 2007-11-19 | ||
| PCT/US2008/083843 WO2009067418A1 (en) | 2007-11-19 | 2008-11-18 | Systems and methods for producing oil and/or gas |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010125278A RU2010125278A (en) | 2011-12-27 |
| RU2494233C2 true RU2494233C2 (en) | 2013-09-27 |
Family
ID=40470034
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010125278/03A RU2494233C2 (en) | 2007-11-19 | 2008-11-18 | Oil and/or gas extraction system and method |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20110108269A1 (en) |
| CN (1) | CN101861444B (en) |
| CA (1) | CA2705198A1 (en) |
| RU (1) | RU2494233C2 (en) |
| WO (1) | WO2009067418A1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2632791C1 (en) * | 2016-11-02 | 2017-10-09 | Владимир Иванович Савичев | Method for stimulation of wells by injecting gas compositions |
| RU2657569C1 (en) * | 2014-10-22 | 2018-06-14 | Линде Акциенгезелльшафт | Stimulating fluids based on ngl mixture |
| RU2693983C2 (en) * | 2017-12-08 | 2019-07-08 | Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" | Natural gas extraction method from gas hydrate deposit |
| RU2696739C1 (en) * | 2018-12-21 | 2019-08-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Г4-Групп" | Method of stimulating oil and gas formation by pumping liquefied gas composition |
| RU2714400C1 (en) * | 2016-04-08 | 2020-02-14 | Линде Акциенгезелльшафт | Mixing solvent for oil production intensification |
Families Citing this family (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008131171A1 (en) | 2007-04-20 | 2008-10-30 | Shell Oil Company | Parallel heater system for subsurface formations |
| CA2700732A1 (en) | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Cryogenic treatment of gas |
| WO2010045097A1 (en) * | 2008-10-13 | 2010-04-22 | Shell Oil Company | Circulated heated transfer fluid heating of subsurface hydrocarbon formations |
| US20100258291A1 (en) | 2009-04-10 | 2010-10-14 | Everett De St Remey Edward | Heated liners for treating subsurface hydrocarbon containing formations |
| US8739874B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-06-03 | Shell Oil Company | Methods for heating with slots in hydrocarbon formations |
| US20120067571A1 (en) * | 2010-09-17 | 2012-03-22 | Shell Oil Company | Methods for producing oil and/or gas |
| US9033047B2 (en) * | 2010-11-24 | 2015-05-19 | Chevron U.S.A. Inc. | Enhanced oil recovery in low permeability reservoirs |
| CA2734170C (en) * | 2011-03-15 | 2013-09-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of injecting solvent into an underground reservoir to aid recovery of hydrocarbons |
| US9234417B2 (en) * | 2011-03-18 | 2016-01-12 | Shell Oil Company | Systems and methods for separating oil and/or gas mixtures |
| CA2876189A1 (en) * | 2012-06-27 | 2014-01-03 | Stanley Nemec Milam | Petroleum recovery process and system |
| EP2867328A4 (en) * | 2012-06-27 | 2016-04-06 | Shell Int Research | Petroleum recovery process and system |
| RU2590916C1 (en) * | 2013-04-22 | 2016-07-10 | Сумбат Набиевич Закиров | Method for development of deposits of natural hydrocarbons in low-permeable beds |
| RU2652774C2 (en) | 2013-06-18 | 2018-04-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Oil recovery system and method |
| US10006141B2 (en) | 2013-06-20 | 2018-06-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method to produce metal matrix nanocomposite |
| BR112015032220A2 (en) | 2013-06-27 | 2017-08-22 | Shell Internationale Res Maatschappij | METHODS FOR TREATMENT OF A WELL BOREHOLE AND A WELLHOLE PRODUCTION FLOWLINE PENETRATING AN UNDERGROUND FORMATION, AND, SYSTEM FOR REPAIRING ASPHALTENE DEPOSITION |
| US10669635B2 (en) | 2014-09-18 | 2020-06-02 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of coating substrates with composite coatings of diamond nanoparticles and metal |
| US9873827B2 (en) | 2014-10-21 | 2018-01-23 | Baker Hughes Incorporated | Methods of recovering hydrocarbons using suspensions for enhanced hydrocarbon recovery |
| US10167392B2 (en) | 2014-10-31 | 2019-01-01 | Baker Hughes Incorporated | Compositions of coated diamond nanoparticles, methods of forming coated diamond nanoparticles, and methods of forming coatings |
| US10155899B2 (en) | 2015-06-19 | 2018-12-18 | Baker Hughes Incorporated | Methods of forming suspensions and methods for recovery of hydrocarbon material from subterranean formations |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3838738A (en) * | 1973-05-04 | 1974-10-01 | Texaco Inc | Method for recovering petroleum from viscous petroleum containing formations including tar sands |
| WO1996019638A1 (en) * | 1994-12-21 | 1996-06-27 | Entek Corporation | Method for reducing the crystallization temperature of a carbon disulfide precursor-containing solution and resulting compositions |
| RU2250988C1 (en) * | 2003-12-29 | 2005-04-27 | Аюпов Газим Хакимович | Oil deposit extraction method |
| US20060254769A1 (en) * | 2005-04-21 | 2006-11-16 | Wang Dean C | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| WO2008021883A1 (en) * | 2006-08-10 | 2008-02-21 | Shell Oil Company | Methods for producing oil and/or gas |
Family Cites Families (91)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA738784A (en) * | 1966-07-19 | M. Sarem Amir | Solvent recovery of oil wells | |
| US2330934A (en) * | 1939-09-11 | 1943-10-05 | Pure Oil Co | Sulphur oxidation of hydrocarbons |
| 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 |
| US2798556A (en) * | 1953-06-08 | 1957-07-09 | Exxon Research Engineering Co | Secondary recovery process |
| US2994372A (en) * | 1957-12-18 | 1961-08-01 | Jersey Prod Res Co | Method of increasing recovery from oil reservoirs |
| US3087788A (en) * | 1959-04-06 | 1963-04-30 | Fmc Corp | Combined catalytic and non-catalytic process of producing hydrogen sulfide and carbon disulfide |
| US3250595A (en) * | 1962-07-12 | 1966-05-10 | Fmc Corp | Method of producing carbon bisulfide |
| 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 |
| US3512585A (en) * | 1968-08-08 | 1970-05-19 | Texaco Inc | Method of recovering hydrocarbons by in situ vaporization of connate water |
| US3554282A (en) * | 1969-04-01 | 1971-01-12 | Texaco Inc | Method for improving the sweep of underground reservoirs by exploiting individual reservoir segments |
| US3581821A (en) * | 1969-05-09 | 1971-06-01 | Petra Flow Inc | Cryothermal process for the recovery of oil |
| US3732166A (en) * | 1969-12-17 | 1973-05-08 | Petrolite Corp | Process of cleaning wells with carbon disulfide emulsions |
| US3943160A (en) * | 1970-03-09 | 1976-03-09 | Shell Oil Company | Heat-stable calcium-compatible waterflood surfactant |
| US3647906A (en) * | 1970-05-11 | 1972-03-07 | Shell Oil Co | Alpha-olefin production |
| 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 |
| US3724552A (en) * | 1971-11-01 | 1973-04-03 | Mobil Oil Corp | Well treating method to remove paraffin deposition |
| 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 |
| 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 |
| US3840073A (en) * | 1973-05-04 | 1974-10-08 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum |
| US3847221A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-12 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum using carbon disulfide and a hydrocarbon solvent |
| US3878892A (en) * | 1973-05-04 | 1975-04-22 | Texaco Inc | Vertical downward gas-driven miscible blanket flooding oil recovery process |
| US3822748A (en) * | 1973-05-04 | 1974-07-09 | Texaco Inc | Petroleum recovery process |
| US3850245A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-26 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum |
| US3946812A (en) * | 1974-01-02 | 1976-03-30 | Exxon Production Research Company | Use of materials as waterflood additives |
| US4008764A (en) * | 1974-03-07 | 1977-02-22 | Texaco Inc. | Carrier gas vaporized solvent oil recovery method |
| US4122156A (en) * | 1975-08-13 | 1978-10-24 | New England Power Company | Process for the production of carbon disulfide from sulfur dioxide removed from a flue gas |
| US3983939A (en) * | 1975-10-31 | 1976-10-05 | Texaco Inc. | Method for recovering viscous petroleum |
| US4077471A (en) * | 1976-12-01 | 1978-03-07 | Texaco Inc. | Surfactant oil recovery process usable in high temperature, high salinity formations |
| US4182416A (en) * | 1978-03-27 | 1980-01-08 | Phillips Petroleum Company | Induced oil recovery process |
| US4166501A (en) * | 1978-08-24 | 1979-09-04 | Texaco Inc. | High vertical conformance steam drive oil recovery method |
| US4216079A (en) * | 1979-07-09 | 1980-08-05 | Cities Service Company | Emulsion breaking with surfactant recovery |
| US4330038A (en) * | 1980-05-14 | 1982-05-18 | Zimpro-Aec Ltd. | Oil reclamation process |
| US4375238A (en) * | 1981-01-05 | 1983-03-01 | Marathon Oil Company | Method for recovery of oil from reservoirs of non-uniform permeability |
| 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 |
| 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 |
| US4465138A (en) * | 1981-12-16 | 1984-08-14 | Mobil Oil Corporation | Cyclic thermal solvent recovery method utilizing visbroken produced crude oil |
| GB2136034B (en) * | 1983-09-08 | 1986-05-14 | Zakiewicz Bohdan M Dr | Recovering hydrocarbons from mineral oil deposits |
| US4727937A (en) * | 1986-10-02 | 1988-03-01 | Texaco Inc. | Steamflood process employing horizontal and vertical wells |
| US4744417A (en) * | 1987-05-21 | 1988-05-17 | Mobil Oil Corporation | Method for effectively handling CO2 -hydrocarbon gas mixture in a miscible CO2 flood for oil recovery |
| US4822938A (en) * | 1988-05-03 | 1989-04-18 | Mobil Oil Corporation | Processes for converting methane to higher molecular weight hydrocarbons via sulfur-containing intermediates |
| US4963340A (en) * | 1989-03-13 | 1990-10-16 | Mobil Oil Corporation | Cyclic process for converting methane to carbon disulfide |
| DE3918265A1 (en) * | 1989-06-05 | 1991-01-03 | Henkel Kgaa | PROCESS FOR THE PREPARATION OF ETHANE SULPHONATE BASE TENSID MIXTURES AND THEIR USE |
| US5014784A (en) * | 1990-01-26 | 1991-05-14 | Texaco Inc. | Steamflooding in multi layered reservoirs |
| US5120935A (en) * | 1990-10-01 | 1992-06-09 | Nenniger John E | Method and apparatus for oil well stimulation utilizing electrically heated solvents |
| US5358565A (en) * | 1990-12-03 | 1994-10-25 | Mobil Oil Corporation | Steam injection profile control agent and process |
| US5320170A (en) * | 1992-07-30 | 1994-06-14 | Texaco Inc. | Oil recovery process employing horizontal and vertical wells in a modified inverted 5-spot pattern |
| US5325920A (en) * | 1992-12-18 | 1994-07-05 | Mobil Oil Corp. | Enhanced oil recovery from low permeability reservoirs using organosilicone surfactants |
| US5607016A (en) * | 1993-10-15 | 1997-03-04 | Butler; Roger M. | Process and apparatus for the recovery of hydrocarbons from a reservoir of hydrocarbons |
| US5634984A (en) * | 1993-12-22 | 1997-06-03 | Union Oil Company Of California | Method for cleaning an oil-coated substrate |
| 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 (en) * | 1996-03-04 | 1997-09-05 | Gastec Nv | Catalyst for the selective oxidation of sulfur compounds to elemental sulfur, process for the preparation of such a catalyst and method for the selective oxidation of sulfur compounds elemental sulfur. |
| US5826656A (en) * | 1996-05-03 | 1998-10-27 | Atlantic Richfield Company | Method for recovering waterflood residual oil |
| US6022834A (en) * | 1996-05-24 | 2000-02-08 | Oil Chem Technologies, Inc. | Alkaline surfactant polymer flooding composition and process |
| US7644759B2 (en) * | 1997-03-24 | 2010-01-12 | Wavefront Energy & Environmental Services Inc. | Enhancement of flow rates through porous media |
| GB9706044D0 (en) * | 1997-03-24 | 1997-05-14 | Davidson Brett C | Dynamic enhancement of fluid flow rate using pressure and strain pulsing |
| US6851473B2 (en) * | 1997-03-24 | 2005-02-08 | Pe-Tech Inc. | Enhancement of flow rates through porous media |
| US6136282A (en) * | 1998-07-29 | 2000-10-24 | Gas Research Institute | Method for removal of hydrogen sulfide from gaseous streams |
| CN1306145C (en) * | 1998-12-22 | 2007-03-21 | 切夫里昂奥罗尼特有限责任公司 | Oil recovery method for waxy crude oil using alkylaryl sulfonate surfactants derived from alpha-olefins |
| 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 |
| AU2001284262B2 (en) * | 2000-09-07 | 2006-10-12 | The Boc Group Plc | Process and apparatus for recovering sulphur from a gas stream containing sulphide |
| AU8425201A (en) * | 2000-09-07 | 2002-03-22 | Boc Group Plc | Process and apparatus for recovering sulphur from a gas stream containing hydrogen sulphide |
| US7004247B2 (en) * | 2001-04-24 | 2006-02-28 | Shell Oil Company | Conductor-in-conduit heat sources for in situ thermal processing 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 |
| WO2004038175A1 (en) * | 2002-10-24 | 2004-05-06 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Inhibiting wellbore deformation during in situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation |
| WO2004055135A1 (en) * | 2002-12-17 | 2004-07-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for the catalytic selective oxidation of sulphur compounds |
| US7090818B2 (en) * | 2003-01-24 | 2006-08-15 | Stauffer John E | Carbon disulfide process |
| US7025134B2 (en) * | 2003-06-23 | 2006-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface pulse system for injection wells |
| AU2006230244B2 (en) * | 2005-03-28 | 2011-03-10 | B.G. Industries, Inc. | Improved mattress |
| AU2007240367B2 (en) * | 2006-04-21 | 2011-04-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | High strength alloys |
| MX2008013512A (en) * | 2006-04-27 | 2009-03-06 | Shell Int Research | Systems and methods for producing oil and/or gas. |
| US8136590B2 (en) * | 2006-05-22 | 2012-03-20 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| US8097230B2 (en) * | 2006-07-07 | 2012-01-17 | Shell Oil Company | Process for the manufacture of carbon disulphide and use of a liquid stream comprising carbon disulphide for enhanced oil recovery |
| JP5330999B2 (en) * | 2006-10-20 | 2013-10-30 | 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 | Hydrocarbon migration in multiple parts of a tar sand formation by fluids. |
| CA2700732A1 (en) * | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Cryogenic treatment of gas |
| CA2703888A1 (en) * | 2007-10-31 | 2009-05-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| US20100258291A1 (en) * | 2009-04-10 | 2010-10-14 | Everett De St Remey Edward | Heated liners for treating subsurface hydrocarbon containing formations |
-
2008
- 2008-11-18 CA CA2705198A patent/CA2705198A1/en not_active Abandoned
- 2008-11-18 WO PCT/US2008/083843 patent/WO2009067418A1/en active Application Filing
- 2008-11-18 US US12/743,314 patent/US20110108269A1/en not_active Abandoned
- 2008-11-18 CN CN200880116622.3A patent/CN101861444B/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-11-18 RU RU2010125278/03A patent/RU2494233C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3838738A (en) * | 1973-05-04 | 1974-10-01 | Texaco Inc | Method for recovering petroleum from viscous petroleum containing formations including tar sands |
| WO1996019638A1 (en) * | 1994-12-21 | 1996-06-27 | Entek Corporation | Method for reducing the crystallization temperature of a carbon disulfide precursor-containing solution and resulting compositions |
| RU2250988C1 (en) * | 2003-12-29 | 2005-04-27 | Аюпов Газим Хакимович | Oil deposit extraction method |
| US20060254769A1 (en) * | 2005-04-21 | 2006-11-16 | Wang Dean C | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| WO2008021883A1 (en) * | 2006-08-10 | 2008-02-21 | Shell Oil Company | Methods for producing oil and/or gas |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2657569C1 (en) * | 2014-10-22 | 2018-06-14 | Линде Акциенгезелльшафт | Stimulating fluids based on ngl mixture |
| US10544357B2 (en) | 2014-10-22 | 2020-01-28 | Linde Aktiengesellschaft | Y-Grade NGL stimulation fluids |
| RU2714400C1 (en) * | 2016-04-08 | 2020-02-14 | Линде Акциенгезелльшафт | Mixing solvent for oil production intensification |
| US10781359B2 (en) | 2016-04-08 | 2020-09-22 | Linde Aktiengesellschaft | Miscible solvent enhanced oil recovery |
| RU2632791C1 (en) * | 2016-11-02 | 2017-10-09 | Владимир Иванович Савичев | Method for stimulation of wells by injecting gas compositions |
| WO2018084743A1 (en) * | 2016-11-02 | 2018-05-11 | Владимир Иванович САВИЧЕВ | Method of stimulating wells by injecting gas compositions |
| RU2693983C2 (en) * | 2017-12-08 | 2019-07-08 | Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" | Natural gas extraction method from gas hydrate deposit |
| RU2693983C9 (en) * | 2017-12-08 | 2019-09-02 | Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" | Natural gas extraction method from gas hydrate deposit |
| RU2696739C1 (en) * | 2018-12-21 | 2019-08-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Г4-Групп" | Method of stimulating oil and gas formation by pumping liquefied gas composition |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2705198A1 (en) | 2009-05-28 |
| CN101861444A (en) | 2010-10-13 |
| WO2009067418A1 (en) | 2009-05-28 |
| US20110108269A1 (en) | 2011-05-12 |
| RU2010125278A (en) | 2011-12-27 |
| CN101861444B (en) | 2013-11-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2494233C2 (en) | Oil and/or gas extraction system and method | |
| CA2652401C (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| RU2473792C2 (en) | Oil and/or gas extraction method (versions) | |
| CA2660296C (en) | Methods for producing oil and/or gas | |
| RU2494234C2 (en) | Oil and/or gas extraction system and method | |
| RU2515673C2 (en) | System for oil production by means of emulsion containing mixable solvent | |
| RU2510454C2 (en) | Oil and/or gas extraction system and method (versions) | |
| RU2494239C2 (en) | Oil and/or gas extraction system and method | |
| RU2498055C2 (en) | Oil and/or gas extraction system and method | |
| RU2525406C2 (en) | System and method of oil and/or gas production |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151119 |