RU2494234C2 - Система и способ добычи нефти и/или газа - Google Patents
Система и способ добычи нефти и/или газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2494234C2 RU2494234C2 RU2010125282/03A RU2010125282A RU2494234C2 RU 2494234 C2 RU2494234 C2 RU 2494234C2 RU 2010125282/03 A RU2010125282/03 A RU 2010125282/03A RU 2010125282 A RU2010125282 A RU 2010125282A RU 2494234 C2 RU2494234 C2 RU 2494234C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- oil
- wells
- carbon disulfide
- group
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 55
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 155
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 122
- 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 24
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 21
- 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 193
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 121
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 42
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 20
- 238000005067 remediation Methods 0.000 claims description 15
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 claims description 12
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 11
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 10
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 10
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 10
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims description 9
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 8
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 6
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 4
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 4
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims description 3
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims description 3
- 239000000463 material 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
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 3
- -1 carbon sulphur compound Chemical class 0.000 abstract description 2
- GJEAMHAFPYZYDE-UHFFFAOYSA-N [C].[S] Chemical compound [C].[S] GJEAMHAFPYZYDE-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 196
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 131
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 58
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 26
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 25
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 15
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 15
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 14
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 10
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 8
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 5
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 5
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 5
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 239000002269 analeptic agent Substances 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 3
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 3
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 3
- UOCLXMDMGBRAIB-UHFFFAOYSA-N 1,1,1-trichloroethane Chemical compound CC(Cl)(Cl)Cl UOCLXMDMGBRAIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 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
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 2
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 2
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008569 process 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
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008096 xylene Substances 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
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N carbon disulfide-14c Chemical compound S=[14C]=S QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N cobalt molybdenum Chemical compound [Co].[Co].[Mo] WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N 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
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000013022 formulation composition Substances 0.000 description 1
- 238000004508 fractional distillation Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 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
- 210000004197 pelvis Anatomy 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
- NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N pyrite Chemical compound [Fe+2].[S-][S-] NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052683 pyrite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011028 pyrite 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
- 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
- E21B43/162—Injecting fluid from longitudinally spaced locations in injection well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к системе и способу добычи нефти и/или газа. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности системы за счет использования смешивающегося вытеснения продукции из пласта. Сущность изобретений: система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта содержит первую группу скважин, распределенных над пластом, и вторую группу скважин, распределенных над пластом. При этом первая группа скважин содержит средство для нагнетания в пласт сероуглеродного состава, а вторая группа скважин содержит средство для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени. Имеется средство для превращения внутри пласта по крайней мере части сероуглерода в другое соединение в течение второго периода времени. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 7 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящие раскрытые изобретения относятся к системам и способам добычи нефти и/или таза.
Уровень техники
Для повышения добычи нефти на мировых месторождениях может использоваться Enhanced Oil Recovery (EOR, повышение нефтеотдачи). Существует три типа EOR: 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.
Термически стимулированная добыча 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. Нагнетание химических реагентов 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.
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.
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.
В находящейся одновременно на рассмотрении патентного ведомства 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.
В международной публикации WO №03/095118 А1 раскрыты способы реабилитации 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.
В технике существует потребность в улучшенных системах и способах 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 реабилитации пласта после операции заполнения смешивающимся с нефтью растворителем.
Раскрытие изобретения
В одном из своих аспектов изобретение предлагает систему для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающую в себя первую группу скважин, распределенных над пластом; вторую группу скважин, распределенных над пластом; причем 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; и средство для превращения внутри пласта по крайней мере части смешивающегося состава для стимулирования нефтеотдачи в другое соединение в течение второго периода времени.
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.
Изобретение обеспечивает одно или более из следующих достоинств:
Улучшенные системы и способы для стимулированной добычи углеводородов из пласта с помощью растворителя.
Улучшенные системы и способы для стимулированной добычи углеводородов из пласта с помощью текучей среды, содержащей смешивающийся растворитель.
Улучшенные композиции и/или способы для вторичной добычи углеводородов.
Улучшенные системы и способы для стимулированной добычи нефти.
Улучшенные системы и способы для стимулированной добычи нефти с использованием смешивающегося растворителя.
Улучшенные системы и способы для стимулированной добычи нефти с помощью соединения, которое может быть смешано с нефтью на месте.
Улучшенные системы и способы для извлечения соединения, которое может быть смешано с нефтью на месте.
Улучшенные системы и способы для реализации пласта, залитого соединением, которое может быть смешано с нефтью на месте.
Краткое описание чертежей
Фиг.1 - иллюстрация системы добычи нефти и/или газа.
Фиг.2а - иллюстрация расположения скважин.
Фиг.2b 2с - иллюстрации расположения скважин на фиг.2а во время проведения процессов стимулированной добычи нефти.
Фиг.3а-3с - иллюстрации систем добычи нефти и/или газа.
Подробное описание изобретения
Фиг.2а
На фиг.2а иллюстрируется ряд 200 скважин для некоторых вариантов осуществления. Ряд 200 включает в себя группу 202 скважин (помеченных горизонтальными линиями) и группу 204 скважин (помеченных диагональными линиями).
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Ряд 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.
Ряд 200 скважин может может быть представлен видом сверху, где группа 202 скважин и группа 204 скважин представляют собой вертикальные скважины, рассредоточенные на некотором участке грунта. Ряд 200 скважин может быть представлен в боковом поперечном сечении, где группа 202 скважин и группа 204 скважин представляют собой горизонтальные скважины, рассредоточенные внутри пласта.
Добыча нефти и/или газа с помощью ряда 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.
Фиг.2b
На фиг.2b иллюстрируется ряд 200 скважин для некоторых вариантов осуществления. Ряд 200 включает в себя группу 202 скважин (помеченных горизонтальными линиями) и группу 204 скважин (помеченных диагональными линиями).
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 стимулированной добычи нефти имеет профиль нагнетания 208 и при этом группе 202 скважин придается профиль добычи 206.
Смешивающийся агент стимулированной добычи нефти может нагнетаться в группу 204 скважин, а нефть может добываться из группы 202 скважин. Как это проиллюстрировано, смешивающийся агент стимулированной добычи нефти имеет профиль нагнетания 206 и при этом группе 202 скважин придается профиль добычи 204.
Группа 202 скважин может использоваться для нагнетания смешивающегося агента стимулированной добычи нефти, 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 стимулированной добычи нефти, 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.
Может быть проведено множество циклов, включающих чередование групп 202 и 204 скважин между нагнетанием смешивающегося агента стимулированной добычи нефти 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.
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%.
Смешивающийся агент стимулированной добычи нефти или смесь, содержащая смешивающийся агент стимулированной добычи нефти, могут быть нагнетены в начале цикла, а в конце цикла могут быть нагнетены несмешивающийся агент стимулированной добычи нефти или смесь, содержащая несмешивающийся агент стимулированной добычи нефти. 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.
Фиг.2с
На фиг.2с в некоторых вариантах осуществления иллюстрируется ряд 200 скважин. Ряд 200 включает в себя группу 202 скважин (помеченных горизонтальными линиями) и группу 204 скважин (помеченных диагональными линиями).
Смешивающийся агент стимулированной добычи нефти может нагнетаться в группу 204 скважин, а нефть может добываться из группы 202 скважин. Как это проиллюстрировано, смешивающийся агент стимулированной добычи нефти имеет профиль нагнетания 208 с перехлестом 210 с профилем 206 добычи нефти, которая добывается через группу 202 скважин.
Смешивающийся агент стимулированной добычи нефти может нагнетаться в группу 202 скважин, а нефть может добываться из группы 204 скважин. Как это проиллюстрировано, смешивающийся агент стимулированной добычи нефти имеет профиль нагнетания 206 с перехлестом 210 с профилем 208 добычи нефти, которая добывается через группу 204 скважин.
С целью возврата смешивающегося агента стимулированной добычи нефти из профиля нагнетания 206 в группу 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.
С целью очистки пласта после заполнения им смешивающейся с нефтью средой смешивающийся агент стимулированной добычи нефти может быть превращен in situ в профиле нагнетания 206 в какое-либо другое соединение. Подходящие способы превращения смешивающегося агента стимулированной добычи нефти обсуждаются ниже.
Фиг.3а и 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 разрыву 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 стимулированной добычи нефти. Как следует из фиг.3а, смешивающийся состав для стимулированной добычи нефти может нагнетаться через скважину 312, как это показано направленной вниз стрелкой, в пласт 306. Смешивающийся состав для стимулированной добычи нефти 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.
После периода пропитки, как это показано на фиг.3b, смешивающийся состав для стимулированной добычи нефти 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 стимулированной добычи нефти, например с помощью кипячения состава, конденсирования его или фильтрации, проведения с ним реакции и затем повторного нагнетания состава в скважину 312, например, путем повторения цикла пропитки, показанной на фиг.3а и 3b, от примерно 2 до примерно 5 раз.
В некоторых вариантах осуществления смешивающийся состав для стимулированной добычи нефти может нагнетаться в пласт 306 под давлением ниже давления разрыва пласта, например от примерно 40 до примерно 90% давления разрыва пласта.
Скважину 312, как это показано на фиг.3а, через которую производится нагнетание в пласт 306, можно рассматривать как репрезентативную скважину в группе 202 скважин, а скважину 312, как это показано на фиг.3b, через которую производится добыча из пласта 306, можно рассматривать как репрезентативную скважину в группе 204 скважин.
Скважину 312, как это показано на фиг.3а, через которую производится нагнетание в пласт 306, можно рассматривать как репрезентативную скважину в группе 204 скважин, а скважину 312, как это показано на фиг.3b, через которую производится добыча из пласта 306, можно рассматривать как репрезентативную скважину в группе 202 скважин.
Для возврата смешивающегося агента стимулированной добычи нефти 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.
С целью очистки пласта после ввода смешивающейся с нефтью среды смешивающийся агент стимулированной добычи нефти может быть превращен in situ в пласте 306 в какое-либо другое соединение. Подходящие способы превращения смешивающегося агента стимулированной добычи нефти обсуждаются ниже.
Фиг.3с
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 разрыву и/или перфорированы. Во время добычи нефти и газа из пласта 306 они 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 стимулированной добычи нефти, 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 стимулированной добычи нефти. Смешивающийся состав для стимулированной добычи нефти может нагнетаться вниз по скважине 432 к частям 434 пласта 406. Смешивающийся состав для стимулированной добычи нефти проходит через пласт 406 для облегчения добычи нефти и газа, после чего смешивающийся состав для стимулированной добычи нефти, нефть и/или газ могут направляться к скважине 412 и далее к добывающей установке 410. Смешивающийся состав для стимулированной добычи нефти может быть затем направлен на рециркуляцию, например путем кипячения состава, конденсирования его или фильтрации, или проведения с ним реакции и затем повторного нагнетания состава в скважину 432.
В некоторых вариантах осуществления некоторое количество смешивающегося состава для стимулированной добычи нефти или смешивающегося состава для стимулированной добычи нефти, смешанного с другими компонентами, может быть нагнетено в скважину 432 с последующим нагнетанием какого-либо другого компонента для продавливания смешивающегося состава для стимулированной добычи нефти или смешивающегося состава для стимулированной добычи нефти, 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.
В некоторых вариантах осуществления скважину 412, через которую добывается нефть и/или газ, можно рассматривать как репрезентативную скважину из группы 202 скважин, а скважину 432, которая используется для нагнетания смешивающегося состава для стимулированной добычи нефти, можно рассматривать как репрезентативную скважину из группы 204 скважин.
В некоторых вариантах осуществления скважину 412, через которую добывается нефть и/или газ, можно рассматривать как репрезентативную скважину из группы 204 скважин, а скважину 432, которая используется для нагнетания смешивающегося состава для стимулированной добычи нефти, можно рассматривать как репрезентативную скважину из группы 202 скважин.
Для возврата смешивающегося агента стимулированной добычи нефти 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.
С целью очистки пласта после заполнения пласта смешивающейся с нефтью средой смешивающийся агент стимулированной добычи нефти может быть превращен in situ в пласте 406 в какое-либо другое соединение. Подходящие способы превращения смешивающегося агента стимулированной добычи нефти обсуждаются ниже.
Средства для ремедиации
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.
В одном из вариантов средств 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.
Как указывалось выше, чтобы извлечь как можно больше смешивающегося растворителя, после завершения операции залива смешивающегося растворителя в пласт может быть введено средство для ремедиации.
Превращение in situ
В некоторых вариантах осуществления остающийся в пласте смешивающийся растворитель после завершения процесса стимулированной добычи и после возможной операции залива средства для ремедиации может быть превращен in situ (в пласте) в какое-либо другое соединение.
Образование сульфида железа
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.
Сероводород может затем реагировать в пласте с железом, оксидом железа и/или какими-либо другими железосодержащими соединениями, в результате чего образуются сульфиды железа типа пирита.
Сероуглерод может превращаться 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:
Сероводород может превращаться в сульфид железа с помощью какой-либо реакции или механизма. Выбор реакции или механизма не представляет особой важности. Одним из подходящих механизмов, с помощью которого сероводород превращается в сульфиды железа, является известная реакция, описываемая уравнением:
Чтобы ускорить превращение сероводорода в сульфид железа может быть подведено тепло, добавлен избыток кислорода и в пласт могут быть введены подходящие катализаторы.
Реакции окисления
В одном из примеров смешивающийся растворитель может включать в себя какой-либо 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.
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.
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:
Образование серы
В одном из примеров смешивающийся растворитель может включать сероуглеродный состав. Часть сероуглерода может быть сожжена или окислена внутри пласта до диоксида серы, например, как описано выше, при подаче кислорода, пероксидов и/или при подводе тепла. Другая часть сероуглерода может быть гидролизована внутри пласта, например, как описано выше, при подаче воды, водяного пара и/или при подводе тепла.
Сероуглерод может превращаться в серу с помощью какой-либо реакции или механизма. Выбор реакции или механизма не представляет особой важности. Одним из подходящих механизмов, с помощью которого образуется сера, является известная реакции Клауса, описываемая уравнением:
После этого сера может храниться в пласте, извлекаться через одну или более скважин и/или превращаться в одно или более других соединений.
Скорость реакции образования серы можно повысить подводом тепла или добавлением одного или более катализаторов, таких как оксид алюминия, боксит, кобальт-молибден и/или оксид титана.
Альтернативные варианты осуществления
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 применена стимулированная добыча нефти с использованием какого-либо агента, например водяного пара, воды, ПАВ, полимерной заливки и/или смешивающегося агента, такого как сероуглеродный состав или диоксид углерода.
В некоторых вариантах осуществления добываемые из пласта нефть и/или газ могут включать в себя какое-либо 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.
В некоторых вариантах осуществления какое-либо 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.
В некоторых вариантах осуществления подходящим смешивающимся агентом стимулированной добычи нефти 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.
В некоторых вариантах осуществления подходящим способом получения сероуглеродного состава является способ, раскрытый в находящейся одновременно на рассмотрении патентного ведомства публикации патентной заявки США с серийным номером 11/409436, зарегистрированной 19 апреля 2006 и имеющей номер досье поверенного ТН2616. Патентная заявка США с серийным номером 11/409436 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.
В некоторых вариантах осуществления подходящие смешивающиеся агенты стимулированной добычи нефти включают сероуглерод, сероводород, диоксид углерода, октан, пентан, сжиженный нефтяной газ, алифатические С2-С6-углеводороды, азот, дизельное топливо, уайт-спирит, лигроиновый растворитель, растворитель асфальта, керосин, ацетон, ксилол, трихлорэтан или смеси двух или более из этих соединений, или какие-либо другие известные в технике смешивающиеся агенты стимулированной добычи нефти. В некоторых вариантах осуществления подходящие смешивающиеся агенты стимулированной добычи нефти являются агентами, смешивающимися с нефтью в пласте при первом контакте или при множестве контактов.
В некоторых вариантах осуществления несмешивающимися агентами стимулированной добычи нефти 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 стимулированной добычи нефти. В некоторых вариантах осуществления несмешивающиеся агенты стимулированной добычи нефти не смешиваются с нефтью в пласте при первом контакте или при множестве контактов.
В некоторых вариантах осуществления нагнетенные в пласт несмешивающиеся и/или смешивающиеся агенты стимулированной добычи нефти могут извлекаться из добываемых нефти и/или газа и повторно нагнетаться в пласт.
В некоторых вариантах осуществления нефть, находящаяся в пласте до нагнетания какого-либо агента стимулированной добычи нефти, имеет вязкость по меньшей мере примерно 100 сП или по меньшей мере примерно 500 сП, или по меньшей мере примерно 1000 сП, или по меньшей мере примерно 2000 сП, или по меньшей мере примерно 5000 сП, или по меньшей мере примерно 10000 сП. В некоторых вариантах осуществления нефть, находящаяся в пласте до нагнетания какого-либо агента стимулированной добычи нефти, имеет вязкость не выше примерно 5000000 сП или не выше примерно 2000000 сП, или не выше примерно 1000000 сП, или не выше примерно 500000 сП.
Высвобождение по крайней мере части смешивающегося агента стимулированной добычи нефти и/или других жидкостей и/или газов может быть осуществлено любым известным способом. Одним из подходящих способов является нагнетание смешивающегося состава для стимулированной добычи нефти 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 стимулированной добычи нефти 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 стимулированной добычи нефти и/или других жидкостей и/или газов не представляет особой важности.
В некоторых вариантах осуществления смешивающийся состав для стимулированной добычи нефти и/или другие жидкости и/или газы могут нагнетаться в пласт под давлением в пределах до давления гидроразрыва пласта.
В некоторых вариантах осуществления смешивающийся состав для стимулированной добычи нефти 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 стимулированной добычи нефти может нагнетаться в скважину с последующим нагнетанием какого-либо другого компонента для продавливания состава через пласт. Для продавливания смешивающегося состава для стимулированной добычи нефти через пласт могут, например, использоваться воздух, вода в жидкой или паровой форме, диоксид углерода, другие газы, другие жидкости и/или их смеси.
В некоторых вариантах осуществления смешивающийся состав для стимулированной добычи нефти может быть нагрет перед его нагнетанием в пласт для снижения вязкости флюидов в пласте, например тяжелых масел, парафинов, асфальтенов и т.д.
В некоторых вариантах осуществления с целью снижения вязкости флюидов в пласте находящийся в пласте смешивающийся состав для стимулированной добычи нефти 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 стимулированной добычи нефти в пласте могут быть использованы нагретая вода и/или водяной пар.
В некоторых вариантах осуществления находящийся в пласте смешивающийся состав для стимулированной добычи нефти может нагреваться и/или кипятиться с использованием какого-либо нагревателя. Один из подходящих для этого нагревателей раскрыт в находящейся одновременно на рассмотрении патентного ведомства публикации патентной заявки США с серийным номером 10/693816, зарегистрированной 24 октября 2003 и имеющей номер досье поверенного ТН2557. Патентная заявка США с серийным номером 10/693816 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.
В некоторых вариантах осуществления добытые нефть и/или газ могут транспортироваться на нефтеперерабатывающий завод и/или на какую-либо перерабатывающую установку. 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.
Варианты осуществления изобретения
В одном из вариантов осуществления раскрыта система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающая в себя первый ряд скважин, распределенных над пластом; второй ряд скважин, распределенных над пластом; где первый ряд скважин обладает средствами для нагнетания в пласт смешивающегося состава для стимулирования нефтеотдачи, в то время как второй ряд скважин обладает средствами для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени; и средство для превращения внутри пласта по крайней мере части смешивающегося состава для стимулирования нефтеотдачи в какой-либо другой компаунд в течение второго периода времени. В некоторых вариантах осуществления какая-либо скважина в первом ряду скважин находится на расстоянии от 10 м до 1 км от одной или более соседних скважин из второго ряда скважин. В некоторых вариантах осуществления подземный пласт расположен вблизи какого-либо водоема. В некоторых вариантах осуществления система включает также механизм для нагнетания несмешивающегося состава для стимулированной добычи нефти в пласт после того, как в пласт будет запущен смешивающийся состав для стимулированной добычи нефти. В некоторых вариантах осуществления система включает также смешивающийся состав для стимулированной добычи нефти, 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, битумного растворителя, керосина, ацетона, ксилола, трихлорэтана и их смеси. В некоторых вариантах осуществления система включает также несмешивающийся состав для стимулированной добычи нефти, выбираемый из группы, состоящей из воды в газообразной или жидкой форме, воздуха и их смесей. В некоторых вариантах осуществления первый ряд скважин включает от 5 до 500 скважин и второй ряд скважин включает от 5 до 500 скважин. В некоторых вариантах осуществления система включает также смешивающийся состав для стимулированной добычи нефти, содержащий сероуглеродный состав. В некоторых вариантах осуществления система включает в себя механизм для производства сероуглеродного состава. В некоторых вариантах осуществления подземный пласт содержит нефть, имеющую вязкость от 100 до 5000000 сП. В некоторых вариантах осуществления первый ряд скважин имеет в пласте некоторый профиль смешивающегося состава для стимулированной добычи нефти и второй ряд скважин имеет в пласте некоторый профиль добычи нефти, причем система, кроме того, имеет перекрытие между профилем смешивающегося состава для стимулированной добычи нефти и профилем добычи нефти.
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; и превращение in situ по крайней мере части сероуглеродного состава в какой-либо другой компаунд при завершении добычи нефти и/или газа из пласта. В некоторых вариантах осуществления способ включает также извлечение сероуглеродного состава из нефти и/или газа (если он там присутствует) с последующим нагнетанием по крайней мере части сероуглеродного состава в пласт в смеси с одним или более из следующих веществ: углеводороды; сернистые соединения отличные от сероуглерода; диоксид углерода; оксид углерода; и их смеси. В некоторых вариантах осуществления способ включает также 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 реабилитационного агента через вторую скважину в течение второго периода времени и извлечение сероуглеродного состава из пласта через первую скважину в течение второго периода времени. В некоторых вариантах осуществления средство для ремедиации содержит воду и поверхностно-активное вещество. В некоторых вариантах осуществления средство для ремедиации содержит воду и растворенный в воде полимер. В некоторых вариантах осуществления способ включает также нагнетание в пласт воды через первую скважину в течение третьего периода времени и извлечение средства для ремедиации из пласта через вторую скважину в течение третьего периода времени.
В одном из вариантов осуществления изобретения раскрыт способ добычи нефти и/или газа, включающий нагнетание в пласт смешивающегося состава для стимулированной добычи нефти через первую скважину в течение первого периода времени, добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину в течение первого периода времени и превращение после завершения добычи из пласта нефти и/или газа по крайней мере части смешивающегося состава для стимулированной добычи нефти внутри пласта в другое соединение. В некоторых вариантах осуществления способ включает также нагнетание в пласт несмешивающегося состава для стимулированной добычи нефти через первую скважину в течение периода времени, следующего после первого периода времени, с целью продавливания через пласт смешивающегося состава для стимулированной добычи нефти. В некоторых вариантах осуществления добытые нефть и/или газ содержат какое-либо сернистое соединение и при этом дополнительно по крайней мере часть сернистого соединения превращают в смешивающийся состав для стимулированной добычи нефти. В некоторых вариантах осуществления смешивающийся состав для стимулированной добычи нефти содержит сероуглеродный состав. В некоторых вариантах осуществления способ включает также нагрев смешивающегося состава для стимулированной добычи нефти. В некоторых вариантах осуществления способ включает также нагнетание в пласт реабилитационного агента из второй скважины в течение второго периода времени и извлечение из пласта смешивающегося состава для стимулированной добычи нефти через первую скважину в течение второго периода времени. В некоторых вариантах осуществления реабилитационный агент содержит воду и ПАВ. В некоторых вариантах осуществления способ включает также нагнетание воды в пласт через вторую скважину в течение периода времени, следующего после второго периода времени, с целью продавливания средства для ремедиации через пласт.
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.
Claims (21)
1. Система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, содержащая:
первую группу скважин, распределенных над пластом;
вторую группу скважин, распределенных над пластом;
при этом первая группа скважин содержит средство для нагнетания в пласт сероуглеродного состава, а вторая группа скважин содержит средство для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени; и
средство для превращения внутри пласта по крайней мере части сероуглерода в другое соединение в течение второго периода времени.
первую группу скважин, распределенных над пластом;
вторую группу скважин, распределенных над пластом;
при этом первая группа скважин содержит средство для нагнетания в пласт сероуглеродного состава, а вторая группа скважин содержит средство для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени; и
средство для превращения внутри пласта по крайней мере части сероуглерода в другое соединение в течение второго периода времени.
2. Система по п.1, в которой скважина в указанной первой группе скважин находится на расстоянии от 10 м до 1 км от одной или более соседних скважин из указанной второй группы скважин.
3. Система по п.1, в которой подземный пласт расположен ниже массы воды.
4. Система по п.1, дополнительно содержащая средство для нагнетания в пласт несмешивающегося состава для стимулированной добычи нефти после выпуска в пласт сероуглеродного состава.
5. Система по п.1, дополнительно содержащая несмешивающийся состав для стимулированной добычи нефти, выбранный из группы, состоящей из воды в газообразной или жидкой форме, воздуха и их смесей.
6. Система по п.1, в которой первая группа скважин содержит от 5 до 500 скважин и вторая группа скважин содержит от 5 до 500 скважин.
7. Система по п.1, дополнительно содержащая средство для производства сероуглеродного состава.
8. Система по п.1, в которой подземный пласт содержит нефть, имеющую вязкость от 100 до 5000000 сПз.
9. Система по п.1, в которой первая группа скважин имеет профиль сероуглеродного состава в пласте, а вторая группа скважин имеет профиль добычи нефти в пласте, причем профиль сероуглеродного состава и профиль добычи нефти перекрыты.
10. 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; и
превращение in situ по крайней мере части сероуглерода в другое соединение при завершении добычи нефти и/или газа из пласта.
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; и
превращение in situ по крайней мере части сероуглерода в другое соединение при завершении добычи нефти и/или газа из пласта.
11. Способ по п.10, дополнительно включающий извлечение сероуглеродного состава из нефти и/или газа, если он там присутствует, и последующее нагнетание по крайней мере части извлеченного сероуглеродного состава в пласт.
12. Способ по п.10, в котором нагнетание сероуглеродного состава включает в себя нагнетание в пласт по крайней мере части сероуглеродного состава в смеси с по меньшей мере одним из следующих компонентов: углеводороды; сернистые соединения, отличные от сероуглерода; диоксид углерода; оксид углерода и их смеси.
13. Способ по п.10, дополнительно включающий нагрев сероуглеродного состава перед нагнетанием сероуглеродного состава в пласт или во время нахождения состава в пласте.
14. Способ по п.10, в котором сероуглеродный состав нагнетают под давлением от 0 до 37000 кПа по отношению к начальному давлению в коллекторе, измеренному до начала нагнетания сероуглерода.
15. Способ по п.10, в котором подземный пласт имеет проницаемость от 0,0001 до 15 дарси, например проницаемость от 0,001 до 1 дарси.
16. Способ по п.10, в котором нефть, находящаяся в подземном пласте до нагнетания сероуглеродного состава, содержит от 0,5 до 5% серы, например от 1 до 3%.
17. Способ по п.10, дополнительно включающий 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.
18. Способ по п.10, дополнительно включающий:
нагнетание в пласт средства для ремедиации через вторую скважину в течение второго периода времени; и
извлечение сероуглеродного состава из пласта через первую скважину в течение второго периода времени.
нагнетание в пласт средства для ремедиации через вторую скважину в течение второго периода времени; и
извлечение сероуглеродного состава из пласта через первую скважину в течение второго периода времени.
19. Способ по п.18, в котором средство для ремедиации содержит воду и поверхностно-активное вещество.
20. Способ по п.18, в котором средство для ремедиации содержит воду и растворенный в воде полимер.
21. Способ по п.18, дополнительно включающий:
нагнетание в пласт воды через первую скважину в течение третьего периода времени; и
извлечение средства для ремедиации из пласта через вторую скважину в течение третьего периода времени.
нагнетание в пласт воды через первую скважину в течение третьего периода времени; и
извлечение средства для ремедиации из пласта через вторую скважину в течение третьего периода времени.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US98884507P | 2007-11-19 | 2007-11-19 | |
| US60/988,845 | 2007-11-19 | ||
| PCT/US2008/083845 WO2009067420A1 (en) | 2007-11-19 | 2008-11-18 | Systems and methods for producing oil and/or gas |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010125282A RU2010125282A (ru) | 2011-12-27 |
| RU2494234C2 true RU2494234C2 (ru) | 2013-09-27 |
Family
ID=40466918
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010125282/03A RU2494234C2 (ru) | 2007-11-19 | 2008-11-18 | Система и способ добычи нефти и/или газа |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8869891B2 (ru) |
| CN (1) | CN101861445B (ru) |
| CA (1) | CA2706083A1 (ru) |
| RU (1) | RU2494234C2 (ru) |
| WO (1) | WO2009067420A1 (ru) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2525406C2 (ru) * | 2008-04-16 | 2014-08-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система и способ добычи нефти и/или газа |
| US20140182850A1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-07-03 | Shell Oil Company | Process for producing oil |
| WO2014113445A1 (en) | 2013-01-16 | 2014-07-24 | Shell Oil Company | Method, system and composition for producing oil |
| CN105805969B (zh) * | 2016-04-14 | 2017-11-10 | 中国石油大学(华东) | 一种注co2开采废弃高温气藏地热的工艺方法 |
| US10246980B2 (en) | 2016-09-23 | 2019-04-02 | Statoil Gulf Services LLC | Flooding process for hydrocarbon recovery from a subsurface formation |
| US10246981B2 (en) | 2016-09-23 | 2019-04-02 | Statoil Gulf Services LLC | Fluid injection process for hydrocarbon recovery from a subsurface formation |
| CN108678724B (zh) * | 2018-05-14 | 2019-08-13 | 中国石油大学(华东) | 利用地热开采海洋水合物藏的回型井结构及方法 |
Citations (4)
| 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 (ru) * | 2003-12-29 | 2005-04-27 | Аюпов Газим Хакимович | Способ разработки нефтяной залежи |
| US20060254769A1 (en) * | 2005-04-21 | 2006-11-16 | Wang Dean C | Systems and methods for producing oil and/or gas |
Family Cites Families (105)
| 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 |
| US2492719A (en) * | 1943-06-26 | 1949-12-27 | Pure Oil Co | Preparation of carbon disulfide |
| US2636810A (en) * | 1947-12-15 | 1953-04-28 | Fmc Corp | Manufacture of carbon disulfide |
| US2670801A (en) * | 1948-08-13 | 1954-03-02 | Union Oil Co | Recovery of hydrocarbons |
| US3794114A (en) * | 1952-06-27 | 1974-02-26 | C Brandon | Use of liquefiable gas to control liquid flow in permeable formations |
| US3087788A (en) * | 1959-04-06 | 1963-04-30 | Fmc Corp | Combined catalytic and non-catalytic process of producing hydrogen sulfide and carbon disulfide |
| GB1007674A (en) | 1962-04-20 | 1965-10-22 | Marco Preda | Process for catalytically producing carbon disulphide from sulphur vapour and gaseous hydrocarbon |
| 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 |
| 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 |
| US4305463A (en) * | 1979-10-31 | 1981-12-15 | Oil Trieval Corporation | Oil recovery method and apparatus |
| US3672448A (en) * | 1970-12-30 | 1972-06-27 | Texaco Inc | Interface advance control in secondary recovery program by reshaping of the interface between driving and driven fluids and by the use of a dynamic gradient barrier |
| 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 |
| US3878892A (en) * | 1973-05-04 | 1975-04-22 | Texaco Inc | Vertical downward gas-driven miscible blanket flooding oil recovery process |
| US3847221A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-12 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum using carbon disulfide and a hydrocarbon solvent |
| US3850245A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-26 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum |
| US3822748A (en) * | 1973-05-04 | 1974-07-09 | Texaco Inc | Petroleum recovery process |
| US3840073A (en) * | 1973-05-04 | 1974-10-08 | 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 |
| 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 |
| US4488976A (en) * | 1981-03-25 | 1984-12-18 | Shell Oil Company | Olefin sulfonate-improved steam foam drive |
| 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 |
| US4558740A (en) * | 1983-05-27 | 1985-12-17 | Standard Oil Company | Injection of steam and solvent for improved oil recovery |
| 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 |
| US4822938A (en) * | 1988-05-03 | 1989-04-18 | Mobil Oil Corporation | Processes for converting methane to higher molecular weight hydrocarbons via sulfur-containing intermediates |
| US5076358A (en) | 1988-07-22 | 1991-12-31 | Union Oil Company Of California | Petroleum recovery with organonitrogen thiocarbonates |
| US4963340A (en) * | 1989-03-13 | 1990-10-16 | Mobil Oil Corporation | Cyclic process for converting methane to carbon disulfide |
| DE3918265A1 (de) * | 1989-06-05 | 1991-01-03 | Henkel Kgaa | Verfahren zur herstellung von tensidgemischen auf ethersulfonatbasis und ihre verwendung |
| GB2232428B (en) * | 1989-06-06 | 1993-05-05 | Shell Int Research | Surfactant composition |
| US4974677A (en) * | 1989-10-16 | 1990-12-04 | Mobil Oil Corporation | Profile control process for use under high temperature reservoir conditions |
| US5065821A (en) * | 1990-01-11 | 1991-11-19 | Texaco Inc. | Gas flooding with horizontal and vertical wells |
| US5014784A (en) * | 1990-01-26 | 1991-05-14 | Texaco Inc. | Steamflooding in multi layered reservoirs |
| US5167280A (en) | 1990-06-24 | 1992-12-01 | Mobil Oil Corporation | Single horizontal well process for solvent/solute stimulation |
| US5363915A (en) * | 1990-07-02 | 1994-11-15 | Chevron Research And Technology Company | Enhanced oil recovery technique employing nonionic surfactants |
| 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 |
| US5304361A (en) | 1992-06-26 | 1994-04-19 | Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation | Removal of hydrogen sulfide |
| 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 (nl) * | 1996-03-04 | 1997-09-05 | Gastec Nv | Katalysator voor de selectieve oxidatie van zwavelverbindingen tot elementaire zwavel, werkwijze voor de bereiding van een dergelijke kata- lysator en werkwijze voor de selectieve oxidatie van zwavelverbindingen elementaire zwavel. |
| US5826656A (en) * | 1996-05-03 | 1998-10-27 | Atlantic Richfield Company | Method for recovering waterflood residual oil |
| US6022834A (en) * | 1996-05-24 | 2000-02-08 | Oil Chem Technologies, Inc. | Alkaline surfactant polymer flooding composition and process |
| US6851473B2 (en) * | 1997-03-24 | 2005-02-08 | Pe-Tech Inc. | Enhancement of flow rates through porous media |
| GB9706044D0 (en) * | 1997-03-24 | 1997-05-14 | Davidson Brett C | Dynamic enhancement of fluid flow rate using pressure and strain pulsing |
| US7644759B2 (en) * | 1997-03-24 | 2010-01-12 | Wavefront Energy & Environmental Services Inc. | Enhancement of flow rates through porous media |
| WO1998050679A1 (en) | 1997-05-01 | 1998-11-12 | Amoco Corporation | Communicating horizontal well network |
| US6149344A (en) * | 1997-10-04 | 2000-11-21 | Master Corporation | Acid gas disposal |
| US6136282A (en) * | 1998-07-29 | 2000-10-24 | Gas Research Institute | Method for removal of hydrogen sulfide from gaseous streams |
| CN1306145C (zh) * | 1998-12-22 | 2007-03-21 | 切夫里昂奥罗尼特有限责任公司 | 从含烃的地下岩层中采收原油的方法和强化采油的表面活性剂 |
| US6946111B2 (en) * | 1999-07-30 | 2005-09-20 | Conocophilips Company | Short contact time catalytic partial oxidation process for recovering sulfur from an H2S containing gas stream |
| US6497855B1 (en) | 2000-03-22 | 2002-12-24 | Lehigh University | Process for the production of hydrogen from hydrogen sulfide |
| AU8426201A (en) * | 2000-09-07 | 2002-03-22 | Boc Group Plc | Process and apparatus for recovering sulphur from a gas stream containing sulphide |
| ATE265261T1 (de) * | 2000-09-07 | 2004-05-15 | Boc Group Plc | Verfahren und vorrichtung zur gewinnung von schwefel aus schwefelwasserstoff enthaltenden gasströmen |
| AU2002257221B2 (en) * | 2001-04-24 | 2008-12-18 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ recovery from a 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 |
| US20020195250A1 (en) * | 2001-06-20 | 2002-12-26 | Underdown David R. | System and method for separation of hydrocarbons and contaminants using redundant membrane separators |
| MY129091A (en) * | 2001-09-07 | 2007-03-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Acid gas disposal method |
| WO2003082455A2 (en) * | 2002-03-25 | 2003-10-09 | Tda Research, Inc. | Catalysts and process for oxidizing hydrogen sulfide to sulfur dioxide and sulfur |
| GB0210684D0 (en) | 2002-05-10 | 2002-06-19 | Univ Belfast | Methods of carbon disulfide treatment |
| EP1556580A1 (en) * | 2002-10-24 | 2005-07-27 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Temperature limited heaters for heating subsurface formations or wellbores |
| GB2379685A (en) | 2002-10-28 | 2003-03-19 | Shell Internat Res Maatschhapp | Enhanced oil recovery with asynchronous cyclic variation of injection rates |
| EP1581601B1 (en) * | 2002-12-17 | 2008-08-13 | Shell Internationale Researchmaatschappij 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 |
| WO2007013177A1 (ja) | 2005-07-29 | 2007-02-01 | Fujitsu Limited | 遅延調整装置 |
| EP2010751B1 (en) * | 2006-04-21 | 2018-12-12 | Shell International Research Maatschappij B.V. | Temperature limited heaters using phase transformation of ferromagnetic material |
| US20090200018A1 (en) * | 2006-04-27 | 2009-08-13 | Ayca Sivrikoz | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| CN101443269B (zh) | 2006-05-16 | 2012-06-27 | 国际壳牌研究有限公司 | 制备二硫化碳的方法 |
| BRPI0711264A2 (pt) | 2006-05-16 | 2011-08-30 | Shell Int Research | processo para a fabricação de dissulfeto de carbono, e, uso de uma corrente lìquida |
| US8136590B2 (en) * | 2006-05-22 | 2012-03-20 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| WO2008003732A1 (en) | 2006-07-07 | 2008-01-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for the manufacture of carbon disulphide and use of a liquid stream comprising carbon disulphide for enhanced oil recovery |
| CA2660296C (en) * | 2006-08-10 | 2015-10-13 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Methods for producing oil and/or gas |
| US7763227B2 (en) | 2006-09-18 | 2010-07-27 | Shell Oil Company | Process for the manufacture of carbon disulphide |
| US7540324B2 (en) * | 2006-10-20 | 2009-06-02 | Shell Oil Company | Heating hydrocarbon containing formations in a checkerboard pattern staged process |
| RU2465624C2 (ru) * | 2007-10-19 | 2012-10-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Регулируемый трансформатор с переключаемыми ответвлениями |
| US8327932B2 (en) * | 2009-04-10 | 2012-12-11 | Shell Oil Company | Recovering energy from a subsurface formation |
-
2008
- 2008-11-18 RU RU2010125282/03A patent/RU2494234C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-11-18 CN CN200880116626.1A patent/CN101861445B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-11-18 US US12/743,311 patent/US8869891B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-11-18 WO PCT/US2008/083845 patent/WO2009067420A1/en active Application Filing
- 2008-11-18 CA CA2706083A patent/CA2706083A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (4)
| 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 (ru) * | 2003-12-29 | 2005-04-27 | Аюпов Газим Хакимович | Способ разработки нефтяной залежи |
| US20060254769A1 (en) * | 2005-04-21 | 2006-11-16 | Wang Dean C | Systems and methods for producing oil and/or gas |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20100307759A1 (en) | 2010-12-09 |
| CA2706083A1 (en) | 2009-05-28 |
| CN101861445A (zh) | 2010-10-13 |
| US8869891B2 (en) | 2014-10-28 |
| CN101861445B (zh) | 2014-06-25 |
| WO2009067420A1 (en) | 2009-05-28 |
| RU2010125282A (ru) | 2011-12-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2494233C2 (ru) | Система и способ добычи нефти и/или газа | |
| CA2652401C (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| US8511384B2 (en) | Methods for producing oil and/or gas | |
| CA2660296C (en) | Methods for producing oil and/or gas | |
| RU2494234C2 (ru) | Система и способ добычи нефти и/или газа | |
| RU2515673C2 (ru) | Система для добычи нефти с помощью эмульсии, содержащей смешивающийся растворитель | |
| AU2009271072B2 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| RU2494239C2 (ru) | Система и способ добычи нефти и/или газа | |
| RU2498055C2 (ru) | Система и способ добычи нефти и/или газа | |
| RU2525406C2 (ru) | Система и способ добычи нефти и/или газа |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151119 |