RU2502862C2 - Способ совместной добычи и переработки углеводородов из коллекторов гидратов природного газа и обычных коллекторов углеводородов (варианты) и система для его осуществления - Google Patents
Способ совместной добычи и переработки углеводородов из коллекторов гидратов природного газа и обычных коллекторов углеводородов (варианты) и система для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2502862C2 RU2502862C2 RU2011111273/03A RU2011111273A RU2502862C2 RU 2502862 C2 RU2502862 C2 RU 2502862C2 RU 2011111273/03 A RU2011111273/03 A RU 2011111273/03A RU 2011111273 A RU2011111273 A RU 2011111273A RU 2502862 C2 RU2502862 C2 RU 2502862C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- natural gas
- water
- mixture
- collector
- hydrocarbons
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 163
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 163
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 120
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 112
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 47
- 238000012545 processing Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 39
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 172
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 133
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 105
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 76
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 59
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 22
- -1 natural gas hydrates Chemical class 0.000 claims description 47
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 16
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims description 16
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 13
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 13
- 239000008239 natural water Substances 0.000 claims description 12
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 26
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 14
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 14
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N Nitric oxide Chemical compound O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical class C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- VTVVPPOHYJJIJR-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide;hydrate Chemical compound O.O=C=O VTVVPPOHYJJIJR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 239000012717 electrostatic precipitator Substances 0.000 description 1
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0099—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 specially adapted for drilling for or production of natural hydrate or clathrate gas reservoirs; Drilling through or monitoring of formations containing gas hydrates or clathrates
-
- 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
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone 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
- E21B43/17—Interconnecting two or more wells by fracturing or otherwise attacking the formation
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/64—Geostructures, e.g. in 3D data cubes
- G01V2210/647—Gas hydrates
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к способам и системам добычи и переработки углеводородов из множества подземных коллекторов и, конкретно, к добыче природного газа из обычных коллекторов и коллекторов, содержащих гидраты природного газа. Обеспечивает повышение эффективности добычи. Сущность изобретений: способ добычи углеводородов из множества коллекторов, содержащих углеводороды, включает: добычу первой смеси воды и углеводородов, включающих в себя, по меньшей мере, нефть и/или природный газ, по меньшей мере, из одного обычного коллектора углеводородов и транспортировку первой смеси на пункт сбора, включающий в себя сепаратор воды для переработки первой смеси воды и углеводородов; одновременную добычу второй смеси воды и природного газа, по меньшей мере, из одного коллектора гидратов природного газа и транспортировку второй смеси на пункт сбора для переработки второй смеси воды и природного газа; и переработку первой и второй смеси с использованием пункта сбора, по меньшей мере, для частичного сепаририрования воды и углеводородов из первой и второй смеси. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 12 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение в целом относится к способам и системам добычи и переработки углеводородов из подземных пластов, и, конкретнее, к добыче природного газа из коллекторов гидратов природного газа.
ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Природный газ является газообразным ископаемым топливом, состоящим, в основном, из метана, но часто включающим в себя значительные количества этана, пропана, бутана, пентана и более тяжелых углеводородов. Природный газ, добываемый из подземных пластов, может также содержать нежелательные компоненты, такие как двуокись углерода, азот, гелий и сероводород. Нежелательные компоненты обычно удаляют перед использованием природного газа в качестве топлива.
Гидраты природного газа или клатратные гидраты природных газов, часто называемые "гидратами", образуются, когда молекулы воды и некоторых газов собираются вместе при подходящих условиях относительно высокого давления и низкой температуры. В данных условиях, молекулы воды-хозяина образуют структуру клетки или матрицы, захватывающей молекулу газа-гостя внутрь. Большие количества газа плотно упаковываются с помощью данного механизма. Например, кубометр гидрата метана содержит 0,8 кубометров воды и до 172 кубометров газообразного метана. Хотя самыми распространенным на Земле клатратом является гидрат метана, другие газы также образуют гидраты, включающие в себя углеводородные газы, такие как этан и пропан, а также не являющиеся углеводородами газы, такие как CO2 и H2S.
Гидраты природного газа естественно образуются и широко распространены в осадочных породах, связанных с глубокими вечномерзлыми породами в арктических районах и подводных окраинах материка на водных глубинах, в общем, более 500 метров (1600 фут) в широтах от средних до низких и более 150-200 метров (500-650 фут) в высоких широтах. Толщина зоны стабильности гидратов изменяется от температуры, давления, состава гидратообразующего газа, геологических условий и других факторов. Оценка потенциала запасов природного газа в гидратах метана на Земле приближается к 700000 триллионов кубических футов (19600 триллионов м3), что является чрезвычайно большой цифрой в сравнении с 5500 триллионов кубических футов (154 триллиона м3), составляющих сегодняшние подтвержденные запасы газа.
Большая часть исследований по гидратам природного газа на сегодня направлена на фундаментальные исследования, а также обнаружение и характеризацию залежей гидратов природного газа, содержащих в основном гидраты метана. Разработка безопасного и экономически эффективного способа добычи природного газа из коллекторов гидратов природного газа остается серьезным техническим и экономическим вызовом.
Кривые графиков добычи гидратов природного газа считаются, в общем, следующими характерному рисунку: добыча газа в начале является низкой, и обводненность является высокой. После начала добычи, обычно, относительно долгие периоды времени (от месяцев до многих лет) проходит, прежде чем обводненность снижается до относительно низкого уровня и добыча газа увеличивается до относительно высокого уровня. Данные относительно высокие уровни темпа добычи природного газа затем часто являются стабильными в течение многих лет.
Данный естественный график добычи отрицательно влияет на экономику с точки зрения перспективы дисконтированного потока наличности. Дорогостоящие пункты сбора должны быть построены для осуществления переработки текучих сред из коллектора гидратов природного газа.
Как показано на блок-схеме последовательности операций способа на Фиг. 1, добытые текучие среды из обычного углеводородного коллектора транспортируют на пункт сбора, размещенный на морской платформе или на сухопутной площадке. Добытую текучую среду можно разделить на сепараторе 11, главным образом, на водную, нефтяную и газовую фазы. Газ очищают с использованием обычного устройства 12 очистки газа для удаления загрязняющих примесей, таких как CO2 и H2S. Очищенный газ затем можно сжимать с использованием компрессора 13 и направлять на отгрузку. Сжатый газ можно подавать в трубопровод или отгружать в виде сжатого природного газа в танкер. Альтернативно, природный газ можно сжижать для транспортировки танкером или иначе преобразовывать в процессе переработки газа в жидкость, например с использованием синтеза Фишера-Тропша. Сепарированную нефть можно очищать в устройстве 14 очистки, например для удаления загрязняющих примесей, таких как ртуть и/или другие тяжелые металлы. Очищенную нефть можно затем направлять на хранение или отгрузку с использованием устройства 15. Сепарированную воду можно очищать с использованием обычного устройства очистки воды, такого как хорошо известное специалистам в данной области техники, чтобы воду можно было сбрасывать в водоем после достаточной очистки или повторно закачивать в подземный пласт. Данный перечень устройств, используемый на пункте сбора, предложен в качестве примера, и, конечно, не является исчерпывающим для всех устройств, используемых на пункте сбора для переработки текучих сред, добытых из нефтегазоносного коллектора. Термин "пункт сбора" относится к любому оборудованию или комплекту оборудования, которое используют для сепарирования и/или очистки текучих сред, добытых из нефтегазоносного коллектора, таких как блоки оборудования, описанные выше.
В случае гидратов природного газа, данные пункты сбора должны быть приобретены, установлены и эксплуатироваться, возможно, годами до момента получения относительно высокого темпа добычи газа. К сожалению, стоимость денег с учетом доходов будущих периодов имеет тенденцию доминировать в расчете экономической отдачи, где начальную стоимость пунктов сбора объединяют многолетними убытками при эксплуатации в ожидании подъема темпов добычи углеводорода до уровня рентабельности. Соответственно, многие специалисты в данной области техники добычи углеводородов и гидратов в настоящее время считают, что разработка месторождений гидратов природного газа не является экономически целесообразной. Следовательно, существует необходимость создания способа и системы добычи природного газа, минимизирующих данную экономическую проблему в разработке и эксплуатации коллекторов гидратов природного газа.
При использовании ниже в данном документе, термин "обычный коллектор углеводородов" относится к коллектору, содержащему углеводороды в газообразном и/или жидком состоянии по сравнению с углеводородами, захваченными, как клатратные гидраты. Кривые графиков добычи для обычных коллекторов углеводородов дают характерный рисунок, отличающийся от рисунка кривых добычи, относящихся к коллекторам гидратов природного газа: добыча углеводородов обычных коллекторов углеводородов вначале является высокой и обводненность является низкой. Со временем, в цикле эксплуатации обычного коллектора углеводородов, добывается все меньше углеводородов и поступает все больше воды.
Хотя данное означает, что эксплуатация по критерию стоимости денег с учетом доходов будущих периодов обычного коллектора углеводородов является предпочтительной, также ясно, что мощности пунктов сбора по переработке углеводородов не используются в полной мере за исключением первых лет пика добычи углеводородов, и мощности по переработке воды не используются в полной мере за исключением последних лет, когда обводненность добычи достигает максимума. В вариантах, где добычу из данных коллекторов ведут, в общем, одновременно, необходимо строить крупные пункты сбора для создания достаточных мощностей переработки на пике добычи углеводородов. Аналогично, крупные пункты сбора для создания мощностей сепарирования и очистки воды должны быть построены для решения проблемы обводненности продукции, которую получают на поздних этапах эксплуатации коллекторов. Дорогостоящим является наращивание мощности после первого этапа строительства пункта сбора, поэтому, в общем, все необходимое для переработки углеводородов и воды оборудование устанавливают в начале проекта. В результате, на пунктах сбора мощности переработки воды недостаточно используются на ранних этапах эксплуатации обычных углеводородных коллекторов, мощности переработки углеводородов недостаточно используются на поздних этапах эксплуатации обычных углеводородных коллекторов.
Существует необходимость минимизировать недостаточную загрузку мощностей пунктов сбора, связанную с добычей из обычных нефтегазовых коллекторов, а также минимизировать недостаточную загрузку мощностей пунктов сбора, связанную с добычей из коллекторов гидратов природного газа.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Описан способ добычи углеводородов из множества коллекторов, содержащих углеводороды. Первую смесь воды и углеводородов, включающих в себя, по меньшей мере, нефть и/или природный газ, добывают, по меньшей мере, из одного обычного коллектора углеводородов. Данную первую смесь транспортируют на пункт сбора, включающий в себя сепаратор воды. Вторую смесь воды и природного газа добывают, по меньшей мере, из одного коллектора гидратов природного газа и транспортируют на пункт сбора. Первую и вторую смеси затем перерабатывают на пункте сбора, по меньшей мере, для частичного сепарирования воды и углеводородов. Первую и вторую смеси можно сепарировать на нефть, природный газ и воду с использованием оборудования пункта сбора. Дополнительную очистку и транспортировку нефти, природного газа и воды можно также выполнять.
По меньшей мере, один коллектор гидратов природного газа может быть расположен под морским дном. Альтернативно, по меньшей мере, один коллектор гидратов природного газа может быть расположен на земле под слоем вечной мерзлоты. Пункт сбора может быть расположен в море, например, на неподвижной платформе или плавучей установке переработки, или иначе может быть расположен на берегу, например, на вечной мерзлоте.
Также описана система добычи углеводородов. Система содержит один или несколько первых обычных коллекторов углеводородов, содержащих воду и углеводороды, включающие в себя, по меньшей мере, нефть и/или газ. Система также содержит один или несколько вторых коллекторов гидратов природного газа, содержащих гидраты природного газа. Дополнительно к этому система включает в себя пункт сбора, включающий в себя сепаратор воды, гидравлически связанный с первыми, одним или несколькими обычными коллекторами (коллектором) углеводородов и одним или несколькими вторым коллекторами (коллектором) гидратов природного газа. Пункт сбора может сепарировать углеводороды и воду, одновременно добываемые и принимаемые из первых обычных коллекторов углеводорода и вторых коллекторов гидратов природного газа. Коллектор газовых гидратов или коллекторы могут быть расположены под морским дном или могут размещаться на берегу под слоем вечной мерзлоты.
Также описан способ разработки для системы добычи углеводородов. Разрабатывают один или несколько обычных коллекторов углеводородов, содержащих воду и углеводороды. Также разрабатывают один или несколько коллекторов гидратов природного газа, содержащих гидраты природного газа. Строят пункт сбора, включающий в себя сепаратор воды. Обычный коллектор или коллекторы углеводородов и коллектор или коллекторы гидратов природного газа гидравлически соединяют с пунктом сбора. Пункт сбора может перерабатывать смеси текучих сред, одновременно добываемых из обычных коллекторов углеводородов и коллекторов гидратов природного газа.
Один или несколько обычных коллекторов углеводородов и пункт сбора можно разрабатывать и построить первыми. Позже можно разрабатывать в дополнение коллектор или коллекторы гидратов природного газа. Альтернативно, обычный коллектор или коллекторы углеводородов, коллектор или коллекторы гидратов природного газа и пункт сбора можно, в общем, разрабатывать и построить одновременно. В любом варианте мощности идеального пункта сбора можно более полно использовать в течение срока эксплуатации коллекторов для переработки при одновременной добыче из коллекторов гидратов природного газа и обычных коллекторов углеводородов, чем при индивидуальной добыче из коллекторов гидратов природного газа или индивидуальной добыче из обычного коллектора углеводородов.
Задачей настоящего изобретения является создание способа улучшения экономики добычи природного газа из обычных коллекторов углеводородов и коллекторов гидратов природного газа при совместном использовании пункта сбора, на котором также очищают газ и/или нефть, одновременно добываемую из одного или нескольких обычных коллекторов нефти и газа.
Другой задачей является создание системы, в которой текучие среды, одновременно добываемые на месторождениях гидратов природного газа и обычных нефтяных и газовых месторождениях, одновременно перерабатывают на одном пункте сбора. Результатом этого является объединение графика добычи из коллекторов гидратов природного газа и обычных коллекторов газа и/или нефти, с улучшением, таким образом, в целом, экономических показателей добычи углеводородов на месторождениях в сравнении с вариантом использования отдельных пунктов сбора для соответствующих обычных месторождений или коллекторов углеводородов и месторождений или коллекторов гидратов природного газа.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Данные и другие задачи, признаки и преимущества настоящего изобретения можно лучше понять из следующего описания, формулы изобретения и прилагаемых чертежей.
На Фиг. 1 в блок-схеме последовательности операций показан способ сепарирования добытых текучих сред из обычного углеводородного коллектора и последующей очистки на обычном пункте сбора.
На Фиг. 2 показана схема системы морской добычи углеводородов, включающая в себя пункт сбора, который одновременно принимает и перерабатывает углеводороды и воду как из обычных морских коллекторов нефти и газа, так и из одного или нескольких коллекторов гидратов природного газа.
На Фиг. 3 показана схема системы сухопутной добычи углеводородов, включающая в себя пункт сбора, который одновременно принимает и перерабатывает углеводороды и воду как из обычных коллекторов нефти и газа, так и из одного или нескольких коллекторов гидратов природного газа, при этом коллекторы расположены под слоем вечной мерзлоты.
На Фиг. 4 показана схема примера пункта сбора, включающего в себя сепаратор для сепарирования воды и углеводородов, т.e., природного газа и/или нефти, принятых из обычных коллекторов углеводородов и коллекторов гидратов, таких как показанные на Фиг. 2 или 3.
На Фиг. 5 показано сечение коллектора гидратов природного газа, дающего природный газ и воду в ствол скважины с использованием снижение давления в коллекторе гидратов природного газа для диссоциации гидратов природного газа на природный газ и воду.
На Фиг. 6A-B показаны графики соответствующей добычи газа и воды из обычного коллектора углеводородов, в которых добыча природного газа имеет пик на раннем этапе эксплуатации коллектора и затем уменьшается со временем, а обводненность, в общем, увеличивается со временем.
На Фиг. 7A-B показаны графики соответствующей добычи газа и воды из коллектора гидратов природного газа, в которых обводненность является высокой относительно добычи газа и затем добыча газа увеличивается относительно обводненности на более поздних этапах эксплуатации коллектора гидратов природного газа.
На Фиг. 8A-B показаны графики соответствующей совместной добычи газа и воды из являющихся примером обычного коллектора углеводородов и коллектора гидратов природного газа, совмещенные с графиками Фиг. 6A-B и 7A-B.
На Фиг. 8C показаны объединенные графики добычи углеводородов и обводненности.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
I. Системы добычи углеводородов
На Фиг. 2 показана схема первого варианта осуществления морской или глубоководной системы 20 добычи углеводородов. Система 20 включает в себя первые обычные коллекторы 22 и 24 углеводородов и второй коллектор 26 гидратов природного газа, расположенные под слоем морской воды 28 и морским дном 30. Обычные коллекторы 22 и 24 углеводородов в типичном случае дают первую смесь воды и углеводородов, таких как природный газ и/или нефть. Коллектор 26 гидратов природного газа дает воду и углеводороды, в основном природный газ. Морская платформа 32 несет пункт сбора 34, который должен быть описан более подробно ниже со ссылками на Фиг. 4. Пункт сбора 34 используют, по меньшей мере, для частичного сепарирования жидкостей, воды и/или нефти от природного газа. Идеально, вода также должна быть сепарирована от нефти на пункте сбора 34.
В данном конкретном первом примере варианта осуществления системы 20 добычи углеводородов, обычный коллектор 22 гидравлически связан с пунктом 34 сбора с помощью эксплуатационной насосно-компрессорной колонны 36. Обычный коллектор 24 углеводородов гидравлически связан с подводной скважиной 40 и райзером 42 с пунктом 34 сбора. Коллектор 26 гидратов природного газа показан гидравлически связанным с подводной скважиной 44, в свою очередь, соединенной с пунктом 34 сбора райзером 46. Обычные коллекторы 22 и 24 углеводородов дают первые смеси воды и нефти и/или газа, транспортирующиеся на пункт сбора 34 для переработки. Одновременно, коллектор 26 гидратов природного газа, в основном, дает вторую смесь природного газа и воды, которую подают на пункт сбора 34 для сепарирования природного газа и воды и нефти, если существенные количества нефти содержатся во второй смеси.
Система 20 добычи является только примером варианта осуществления. Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что в объеме настоящего изобретения создана система добычи углеводородов, включающая в себя только один обычный коллектор углеводородов и один коллектор гидратов природного газа, работающие на один пункт сбора. Альтернативно, несколько обычных коллекторов углеводородов и несколько коллекторов гидратов природного газа могут работать на один пункт сбора, предназначенный для сепарирования и очистки производимых ими текучих сред. Также обычные коллекторы углеводородов могут давать в основном нефть, в основном газ или комбинацию нефти и газа в дополнение к воде, которая фактически всегда присутствует в большинстве обычных коллекторов углеводородов.
На Фиг. 3 показана схема другого примера варианта осуществления системы 120 добычи углеводородов, в данном варианте, сухопутной, а не морской. Система 120 добычи включает в себя обычные коллекторы 122 и 124 углеводородов и коллекторы 126 и 128 гидратов природного газа. На слое 130 вечной мерзлоты расположена платформа 132 в арктическом исполнении. Пункт 134 сбора, в общем аналогичный эксплуатационной системе 34, размещен на платформе 132 в арктическом исполнении. Пункт 134 сбора используют для сепарирования и переработки природного газа, нефти и воды, принятых из обычных коллекторов 122 и 124 углеводородов и коллекторов 126 и 128 гидратов природного газа. Эксплуатационные насосно-компрессорные колонны 136 и 142 гидравлически соединяют обычные коллекторы 122 и 124 углеводородов с платформой 132 в арктическом исполнении и пунктом сбора 134. Первую смесь воды, газа и нефти обычно получают из обычных коллекторов 122 и 124 углеводородов. Эксплуатационные насосно-компрессорные колонны 144 и 146 используют для гидравлической транспортировки второй смеси природного газа и воды из коллекторов 126 и 128 гидратов природного газа на платформу 132 в арктическом исполнении и пункт 134 сбора. Вторая смесь может также включать в себя небольшую часть нефти.
На Фиг. 4 показана схема платформы 32 и пункт сбора 34, размещенный на платформе 32. Первые смеси текучих сред, полученные из обычных коллекторов 22 и 24 углеводородов, и вторую смесь текучих сред, полученную из коллектора 26 гидратов природного газа, собирают вместе и подают на пункт 34 сбора. Пункт 34 сбора включает в себя впускной трубопровод 50, ведущий газожидкостный сепаратор 52, в котором газы, включающие в себя природный газ, сепарируют от жидкостей, таких как нефть и вода. Газы транспортируют из газожидкостного сепаратора 52 по газовому трубопроводу 54 на устройство 56 очистки и сжатия газа и устройство 58 направления на отгрузку. Жидкости из сепаратора 52 транспортируют по жидкостному трубопроводу 60 в водонефтяной сепаратор 62, сепарирующий воду и нефть. Газовые, нефтяные и водные сепараторы хорошо известны в уровне техники и нет необходимости дополнительно описывать в данном документе.
Нефть отводят по нефтепроводу 64 и сепарированную воду по водоводу 66. Воду можно дополнительно очищать или перерабатывать в устройстве 68 водоочистки и затем отправлять в водоем и/или устройство 70 обратной закачки. Нефть можно последовательно дополнительно очищать устройством 72 очистки нефти и затем отправлять на хранение или в устройство 74 направления на хранение или отгрузку. Устройство 74 направления на отгрузку или хранение может представлять собой танки (не показано) на платформе 32.
Альтернативно, очищенную нефть можно отгружать на транспортное судно, такое как нефтяной танкер, служащий устройством хранения. Дополнительно, подготовленную на промысле нефть можно транспортировать по трубопроводу на береговые сооружения. Специалистам в данной области техники должно быть ясно, что вместо использования платформы 32 и пункта 34 сбора можно использовать плавучее транспортное средство для несения сепаратора для сепарирования газа, нефти и воды, и затем платформу сепаратора или плавучее транспортное средство использовать для хранения сепарированных текучих сред. Также первую и вторую смеси можно альтернативно перерабатывать на пункте 34 сбора. Вместе с тем, только один пункт 34 сбора необходимо построить для удовлетворения нужд сепарирования текучих сред, одновременно добываемых из обычных коллекторов и коллекторов гидратов природного газа.
Аналогично, пункт 134 сбора, используемый в соединении с платформой 132 в арктическом исполнении, может включать в себя аналогичный газожидкостный сепаратор 52 и водонефтяной сепаратор 62. В ином случае, пункт 134 сбора может иметь единственный сепаратор, сепарирующий газ, воду и нефть. Или, если только в основном газ и воду получают из обычных коллекторов углеводорода и коллекторов гидратов природного газа, только сепаратор газа и воды необходим для сепарирования полученных текучих сред, как части пункта 34 сбора.
На Фиг. 5 показана схема коллектора гидратов природного газа, такого как коллектор 26 гидратов природного газа. Подводная скважина 44 пробурена и гидравлически соединена с коллектором 26.
В данном конкретном варианте осуществления, подводную скважину 44 можно использовать с установкой электрического погружного насоса (УЭЦН) 48 для отбора текучих сред и, таким образом, снижения давления в коллекторе 26 гидратов. При достаточно низких давлениях, гидраты природного газа в коллекторе 26 гидратов должны диссоциировать в жидкую смесь, содержащую воду, природный газ и, возможно, некоторое количество нефти. Данную смесь транспортируют по скважине 44 и райзеру 46 на платформу 32 и пункт 34 сбора. Другим способом уменьшения давления в коллекторе гидратов природного газа является использование газлифта.
Как показано на Фиг. 5, коллектор 26 гидратов является коллектором гидратов природного газа, имеющим перекрывающий вышележащий слой 76 и нижележащий проницаемый или непроницаемый слой 78, ограничивающие коллектор 26 гидратов природного газа. Слой 78 может включать в себя воду и/или свободный газ и/или нефть. При снижении давления гидраты, гидравлически сообщающиеся с вертикальной подводной скважиной 44, диссоциируют, образуя, в общем, вертикально ориентированный в форме песочных часов фронт 80 диссоциации, центрируемый по стволу скважины, и зону 82 диссоциации, содержащую жидкости и газы в пористом подземном пласте. Если ствол скважины горизонтальный или наклонен под любым углом к вертикали и горизонтали, форма фронта диссоциации и зоны диссоциации может меняться, но аналогичные общие принципы должны сохраняться.
Коллектор 26 гидратов может относиться к Классу I (гидраты природного газа над свободным газом), Классу II (гидраты природного газа над свободной водой) или Классу III (гидраты природного газа над непроницаемым слоем) или другим коллектором, содержащим гидраты. В отношении диссоциации гидратов природного газа для получения смеси природного газа и воды, можно использовать способ снижения давления с применением установок электрических погружных насосов (УЭЦН), как описанный выше и показанный на Фиг. 5. Другой пример использования УЭЦН для снижения давления в пласте гидратов для получения природного газа описан в патентной заявке США 2007/0144738 под названием Method and System for Development of Hydrocarbon Bearing Formation Including Depressurization of Gas Hydrates.
Альтернативно, другие методики можно также использовать для преобразования гидратов природного газа в смесь текучих сред, которую можно получать в стволе скважины и транспортировать на пункт сбора. Например, введение источника тепла в коллектор 26 гидратов природного газа можно использовать для создания диссоциации гидратов природного газа. Горячую воду из водоносного слоя можно вводить в коллектор гидратов, как описано в Патенте США № 7165621, Method for Exploitation of Gas Hydrates. Дополнительное тепло можно добавлять, например, сжигая топливо и используя продукты сгорания для нагрева гидратов, см. Патент США № 6973968 под названием Method of Natural Gas Production. Альтернативно, тепло можно добавлять с использованием электрического сопротивления, как, например, в патентной заявке США № 2005/0161217, под названием Method and System for Producing Methane Gas from Methane Hydrate Formations. Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что другие способы нагрева можно использовать, обуславливающие диссоциацию гидратов для обеспечения добычи в примыкающем стволе скважины.
Другим предложенным способом, обуславливающим диссоциацию гидратов, является использование реагентов. Например, в патенте США № 4424866 предложено использование добавления горячего перенасыщенного раствора CaCl2 или CaBr2 в пласт гидратов.
Другой способ создания отделения природного газа в коллекторе гидратов предусматривает ввод реагента, который должен замещать природный газ в клатратном гидрате. В патенте США № 6733573, под названием Catalyst Allowinging Conversion of Natural Gas Hydrate and Liquid CO2 to CO2 Hydrate and Natural Gas предложен ввод двуокиси углерода в коллектор гидратов для замещения газообразного метана, как молекулы-гостя с образованием гидрата двуокиси углерода. Аналогично, в Патенте США № 7222673 описано использование двуокиси углерода, оксид азота, или их смеси для замещения метана в клатратном гидрате. Приведенные выше патенты и патентные заявки все и полностью включены в данный документ в виде ссылки, как пример способов создания диссоциации гидратов.
Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что другие способы можно также использовать для диссоциации природного газа из коллекторов гидратов природного газа в объеме настоящего изобретения. Смесь воды и природного газа, полученную из пласта гидратов, затем объединяют со смесями углеводородов и воды, полученными из одного или нескольких обычных коллекторов углеводородов, для создания варианта объединенной добычи воды и газа, и возможно нефти, на пункте сбора для сепарирования и очистки полученных текучих сред. Преимущества объединения добычи из коллектора гидратов и обычного коллектора углеводородов описаны ниже.
II. Графики добычи
a. Обычная система добычи углеводородов (газ и нефть)
Упрощенно, обычная добыча нефти и газа происходит как физическое опорожнение находящегося под давлением в земле резервуара, т.e., обычного коллектора углеводородов. Обычный коллектор углеводородов является пористым пластом горной породы, заполненным природным газом и/или нефтью и водой. Скважины заканчивают или гидравлически связывают с обычным коллектором углеводородов, обеспечивая транспортировку смеси текучих сред из газа, нефти и воды по скважине и другим трубопроводам на пункт сбора. Пункты сбора часто включают в себя устройство переработки газа, воды и нефти, которое используют для сепарирования и очистки газа, нефти и воды.
Начальный темп добычи газа и/или нефти часто является относительно высоким и быстро достигает пика, за которым обычно следует долгое и необратимое снижение. На Фиг. 6А график добычи 86 показывает данный пик и снижение добычи газа и/или нефти. Устройство сепарирования и очистки газа и/или нефти должно быть спроектировано имеющим достаточную мощность для работы при максимальной добыче газа и/или нефти. Вместе с тем, недоиспользование мощности устройства сепарирования и очистки газа и/или нефти в более поздний период показано скобкой 87. Способы улучшения добычи нефти с воздействием на пласт, такие как заводнение, можно использовать на поздних стадиях добычи (вторичные и третичные способы) в мероприятиях по сохранению темпа добычи газа и/или нефти над порогом безубыточности насколько возможно долго.
Обычные коллекторы углеводородов могут иметь график обводненности продукции, такой как график 88 на Фиг. 6B, то есть с начальной очень низкой обводненности, увеличивающейся со временем. То есть, обводненность добываемых текучих сред обычно увеличивается со временем. Водоносные пласты, лежащие под держащимися на их поверхности газом и нефтью, медленно перемещаются к стволам скважин при удалении лежащих над ними газа и нефти из обычного коллектора углеводородов. Заводнение может дополнительно увеличивать количество воды, получаемой из обычного коллектора углеводородов, которую необходимо перерабатывать. Также устройство сепарирования и обработки воды должно быть спроектировано имеющим достаточную мощность для работы при максимальной обводненности. Скобка 89 показывает недоиспользование мощности оборудования сепарирования и обработки воды пункта сбора на ранних стадиях эксплуатации при добыче из обычных коллекторов углеводородов.
Прямые выводы из приведенных выше графиков добычи являются экономически позитивными по перспективе дисконтированного потока наличности. Дорогостоящие сооружения переработки должны быть, конечно, построены. Вместе с тем, обычный коллектор углеводородов дает газ и/или нефть с очень высоким начальным темпом добычи, окупая начальные инвестиции капитала относительно быстро и, в идеале, приводя к быстрой прибыльности. Пункты сбора, конкретно, морские сооружения, должны быть, вместе с тем, также построены с большой мощностью по переработке воды, которая должна оставаться недоиспользуемой возможно десятилетиями, поскольку часто трудно и дорого добавлять капитальные сооружения в поздние периоды эксплуатации системы добычи углеводородов.
b. Система добычи гидратов природного газа
Показанный на Фиг. 7B график 90 обводненности продукции коллектора гидратов природного газа имеет пик на ранней стадии. С учетом использования способа снижения давления для создания диссоциации гидратов, давление в коллекторе должно уменьшаться для перемещения среды коллектора гидратов за пределы зоны стабильности гидратов для создания диссоциации гидратов на природный газ и воду. Данное падение давления получают в варианте осуществления, описанном выше и показанном на Фиг. 5 с использованием УЭЦН в стволе скважины, откачивающих воду. Количество воды, которое должны откачивать для снижения давления в коллекторе гидратов, является значительным. Со временем, когда коллектор приближается к оптимально низкому давлению для стабильного дебита, скорость откачки воды можно серьезно уменьшить. Как указано скобкой 91, недоиспользование мощности оборудования сепарирования и очистки воды пункта сбора является значительным, когда значительная часть коллектора гидратов вышла из зоны стабильности гидратов, т.e., на поздних стадиях эксплуатации коллектора гидратов.
График 92 добычи газа показывает вначале низкую добычу, поскольку площадь поверхности фронта 80 диссоциации вначале очень мала (размещена в приствольной зоне скважины). График 92 добычи со временем показывает рост по мере расширения площади поверхности фронта 80 диссоциации наружу, конкретно в форме песочных часов в зоне 82 разделения и связанных с ней верхнего и нижнего граничных слоев 76 и 78 на Фиг. 5. Вначале обводненность увеличивается быстро, достигая пика. Данная обводненность обеспечивает увеличение объема диссоциации в коллекторе гидратов со временем и падение давления в коллекторе гидратов, ведущие к высвобождению природного газа из твердых гидратов. Соответственно, количество полученного природного газа относительно количества полученной воды увеличивается со временем. То есть, обводненность полученных текучих сред в идеале со временем уменьшается. Начальная излишняя мощность оборудования устройства сепарирования и обработки углеводородов указана скобкой 93 в на Фиг. 7A.
с. Объединенная система эксплуатации коллекторов гидратов природного газа и обычных коллекторов углеводородов
На Фиг. 8A, 8B и 8C показаны примеры графиков добычи газа и графиков 94 и 96 обводненности продукции, в которых добыча из одного или нескольких обычных коллекторов углеводородов объединена с добычей из одного или нескольких коллекторов гидратов природного газа. В данном варианте объединенной добычи углеводородов и воды из общей системы добычи, такой как система 20 или 120, описанные выше, дает в результате относительно более однородную обводненность продукции со временем, чем в варианте использования добычи только из обычных коллекторов или коллекторов гидратов. Соответственно, сооружение переработки газа, нефти и воды можно использовать с большей загрузкой мощности в течение всего срока службы системы добычи, чем, если система добычи получает текучие среды только из обычных коллекторов углеводородов или только из коллекторов гидратов.
Констатируем, что недоиспользование мощности оборудования сепарирования и очистки углеводородов, показанное скобкой 95 на Фиг. 8A, для объединенной добычи гидратов и обычных углеводородов, меньше, чем показанное скобкой 87 на Фиг. 6A (для обычной добычи углеводородов) или скобкой 93 на Фиг. 7A (для добычи гидратов). Аналогично, недоиспользование мощности оборудования сепарирования и очистки воды на Фиг. 8B (для объединенной добычи углеводородов и гидратов), показанное скобкой 97, меньше недоиспользования мощности, показанного скобкой 89 (для обычной добычи углеводородов) на Фиг. 6B или недоиспользования мощности, показанного скобкой 91 на Фиг. 7B (для добычи гидратов). На Фиг. 8C показана добыча воды и углеводородов при объединенной добыче текучих сред из обычных коллекторов углеводородов и коллекторов гидратов.
Результаты приведенных выше графиков добычи являются экономически положительными по перспективе дисконтированного потока наличности. Дорогостоящие пункты сбора, конечно, должны быть построены, но они производят газ и нефть с очень высоким темпом добычи с самого начала, окупая затраты начальных инвестиций и принося относительно быструю прибыль. Данные пункты сбора (конкретно морские сооружения) должны, вместе с тем, быть построены со значительной мощностью оборудования по переработке воды, которая остается не использованной в течение десятилетий, поскольку сложно и дорого добавлять основные сооружения на поздних стадиях эксплуатации. С одновременной добычей и переработкой текучих сред из коллекторов гидратов, в дополнение к добыче и переработке из обычных коллекторов, мощности оборудования сепарирования и очистки углеводородов и воды систем 20 и 120 добычи углеводородов более ровно или более полно используются в течение всего срока проекта, чем при использовании раздельных пунктов сбора для переработки добытых текучих сред.
III. Разработка в системе объединенной добычи из коллекторов гидратов и коллекторов обычных углеводородов
Каждая из систем 20 и 120, описанных выше, включает в себя как коллекторы гидратов, так и обычные коллекторы углеводородов. Добычу из данных коллекторов ведут одновременно и затем осуществляют переработку с использованием одного пункта сбора. Данная совместная добыча дает результат, заключающийся в объединении двух графиков добычи, обычных коллекторов углеводородов и коллекторов гидратов.
Разработку в системе добычи углеводородов можно вести рядом способов. Первое, можно вести разработку в системе, включающей в себя один или несколько обычных коллекторов и пунктов сбора. Позже, можно разрабатывать один или несколько находящихся поблизости коллекторов гидратов и привязывать добычу к пункту сбора, уже имеющемуся на месте, перерабатывающему смеси текучих сред, добываемые из обычных коллекторов. Данный конкретный способ разработки коллекторов или месторождений дает преимущество наращивания добычи углеводородов из одного или нескольких коллекторов гидратов, добавляя месторождение с растущей добычей туда, где обычные коллекторы и эксплуатационные объекты уже завершены строительством, т.e. в разработку месторождения с падающей добычей.
Другой способ разработки обычных коллекторов углеводородов и коллекторов гидратов природного газа состоит в общей одновременной разработке коллекторов. Необходимые скважины бурят и заканчивают приблизительно в одно время. Преимущество состоит в том, что в данной схеме разработки пункты сбора одной мощности могут работать с использованием добычи из коллекторов обоих типов с самого начала, обеспечивая выгоду максимального дисконтированного потока наличности. Менее желательной является кофигурация известного уровня техники, т.e., с отдельными пунктами сбора для обычного месторождения и месторождения гидратов.
Экономические выгоды данного объединения с совместной добычей из обычных коллекторов и коллекторов гидратов в системе добычи углеводородов основаны, по меньшей мере, на некоторых из следующих соображений.
1. Только один пункт сбора данной мощности должен быть построен, а не два.
2. Мощности оборудования переработки углеводородов можно более полно использовать в течение всего срока эксплуатации системы добычи углеводородов с ростом добычи углеводородов из коллектора или коллекторов гидратов, компенсирующих падение добычи углеводородов из обычных коллекторов углеводородов.
3. Мощности оборудования сепарирования и очистки воды должны более полно использоваться в течение всего срока эксплуатации системы добычи углеводородов, поскольку увеличение обводненности продукции обычного коллектора углеводородов частично компенсируется уменьшением обводненности продукции гидратов или коллекторов гидратов.
4. Проектный риск также резко уменьшается, поскольку имеется два независимых источника углеводородов, т.e., обычные коллекторы углеводородов и коллекторы гидратов, обеспечивающие работу пункта сбора.
В приведенном выше описании данное изобретение дано в виде некоторых предпочтительных вариантов осуществления, и многие детали изложены для иллюстрации, специалисту в данной области техники должно быть понятно, что изобретение может претерпевать изменения и что некоторые другие детали, описанные в данном документе, можно значительно изменять без отхода от основных принципов изобретения.
Claims (17)
1. Способ добычи углеводородов из множества коллекторов, содержащих углеводороды, включающий:
добычу первой смеси воды и углеводородов, включающих в себя, по меньшей мере, нефть и/или природный газ, по меньшей мере, из одного обычного коллектора углеводородов и транспортировку первой смеси на пункт сбора, включающий в себя сепаратор воды для переработки первой смеси воды и углеводородов;
одновременную добычу второй смеси воды и природного газа, по меньшей мере, из одного коллектора гидратов природного газа и транспортировку второй смеси на пункт сбора для переработки второй смеси воды и природного газа; и
переработку первой и второй смеси с использованием пункта сбора, по меньшей мере, для частичного сепарирования воды и углеводородов из первой и второй смеси.
добычу первой смеси воды и углеводородов, включающих в себя, по меньшей мере, нефть и/или природный газ, по меньшей мере, из одного обычного коллектора углеводородов и транспортировку первой смеси на пункт сбора, включающий в себя сепаратор воды для переработки первой смеси воды и углеводородов;
одновременную добычу второй смеси воды и природного газа, по меньшей мере, из одного коллектора гидратов природного газа и транспортировку второй смеси на пункт сбора для переработки второй смеси воды и природного газа; и
переработку первой и второй смеси с использованием пункта сбора, по меньшей мере, для частичного сепарирования воды и углеводородов из первой и второй смеси.
2. Способ по п.1, в котором первую и вторую смесь сепарируют на нефть, природный газ и воду с использованием пункта сбора.
3. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, один коллектор газовых гидратов расположен под морским дном.
4. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, один коллектор газовых гидратов расположен под вечной мерзлотой.
5. Способ по п.1, в котором вторую смесь добывают посредством снижения давления в коллекторе гидратов природного газа для высвобождения природного газа и воды из коллектора гидратов природного газа.
6. Способ по п.1, в котором обводненность первой смеси увеличивается со временем, а обводненность второй смеси уменьшается со временем.
7. Способ по п.1, в котором темп отбора воды в первой смеси увеличивается со временем, а темп отбора воды во второй смеси уменьшается после достижения максимума темпа отбора воды.
8. Система добычи углеводородов, содержащая:
первый обычный коллектор углеводородов, содержащий воду и углеводороды, включающие в себя, по меньшей мере, нефть и/или природный газ;
второй коллектор гидратов природного газа, содержащий гидраты природного газа; и
пункт сбора, включающий в себя сепаратор воды, гидравлически связанный с первым обычным коллектором углеводородов и вторым коллектором гидратов природного газа;
при этом пункт сбора может одновременно сепарировать углеводороды и воду, полученные из первого обычного коллектора углеводородов и второго коллектора гидратов природного газа.
первый обычный коллектор углеводородов, содержащий воду и углеводороды, включающие в себя, по меньшей мере, нефть и/или природный газ;
второй коллектор гидратов природного газа, содержащий гидраты природного газа; и
пункт сбора, включающий в себя сепаратор воды, гидравлически связанный с первым обычным коллектором углеводородов и вторым коллектором гидратов природного газа;
при этом пункт сбора может одновременно сепарировать углеводороды и воду, полученные из первого обычного коллектора углеводородов и второго коллектора гидратов природного газа.
9. Система по п.8, в которой первые обычные коллекторы углеводородов и вторые коллекторы газовых гидратов расположены под морским дном.
10. Система по п.8, в которой первые обычные коллекторы углеводородов и вторые коллекторы гидратов природного газа расположены под вечной мерзлотой.
11. Способ разработки при добыче углеводородов из содержащих углеводороды коллекторов, включающий:
разработку первого обычного коллектора углеводородов, содержащего воду и углеводороды, включающие в себя, по меньшей мере, нефть и/или природный газ;
разработку второго коллектора гидратов природного газа, содержащего гидраты природного газа;
строительство пункта сбора, включающего в себя сепаратор воды; и
гидравлическое соединение первого обычного коллектора углеводородов и второго коллектора гидратов с пунктом сбора;
при этом первую смесь углеводородов и воды, добытую из первого обычного коллектора углеводородов, и вторую смесь природного газа и воды, одновременно добытую из второго коллектора гидратов природного газа, можно сепарировать на воду и, по меньшей мере, газ и/или нефть на пункте сбора.
разработку первого обычного коллектора углеводородов, содержащего воду и углеводороды, включающие в себя, по меньшей мере, нефть и/или природный газ;
разработку второго коллектора гидратов природного газа, содержащего гидраты природного газа;
строительство пункта сбора, включающего в себя сепаратор воды; и
гидравлическое соединение первого обычного коллектора углеводородов и второго коллектора гидратов с пунктом сбора;
при этом первую смесь углеводородов и воды, добытую из первого обычного коллектора углеводородов, и вторую смесь природного газа и воды, одновременно добытую из второго коллектора гидратов природного газа, можно сепарировать на воду и, по меньшей мере, газ и/или нефть на пункте сбора.
12. Способ по п.11, в котором:
первый обычный коллектор углеводородов разрабатывают первым, и первую смесь углеводородов и воды сепарируют на пункте сбора в течение некоторого периода времени на углеводороды и воду; и
впоследствии разрабатывают второй коллектор гидратов природного газа после разработки первого обычного коллектора углеводородов.
первый обычный коллектор углеводородов разрабатывают первым, и первую смесь углеводородов и воды сепарируют на пункте сбора в течение некоторого периода времени на углеводороды и воду; и
впоследствии разрабатывают второй коллектор гидратов природного газа после разработки первого обычного коллектора углеводородов.
13. Способ по п.11, в котором первые обычные коллекторы углеводородов и вторые коллекторы гидратов природного газа разрабатывают, в общем, одновременно.
14. Способ по п.11, в котором обводненность первой смеси, добываемой из первого обычного коллектора углеводородов, в общем, увеличивается за время эксплуатации первого обычного коллектора углеводородов.
15. Способ по п.11, в котором обводненность второй смеси уменьшается со временем относительно обводненности первой смеси.
16. Способ совместной разработки при добыче углеводородов из содержащих углеводороды коллекторов, включающий:
а) разработку первого обычного коллектора углеводородов, содержащего воду и углеводороды, включающие в себя, по меньшей мере, нефть и/или природный газ;
б) одновременную разработку второго коллектора гидратов природного газа, содержащего гидраты природного газа;
в) добычу первой смеси воды и углеводородов, включающих в себя, по меньшей мере, нефть и/или природный газ, из первого коллектора и транспортировку первой смеси на пункт сбора;
г) одновременную добычу второй смеси воды и природного газа из второго коллектора и транспортировку второй смеси на пункт сбора;
д) переработку первой и второй смеси с использованием пункта сбора для сепарирования воды и получения, по меньшей мере, нефти и/или природного газа;
при этом обводненность первого коллектора увеличивается со временем, а количество углеводородов уменьшается со временем, и обводненность второго коллектора уменьшается со временем, а количество природного газа увеличивается со временем.
а) разработку первого обычного коллектора углеводородов, содержащего воду и углеводороды, включающие в себя, по меньшей мере, нефть и/или природный газ;
б) одновременную разработку второго коллектора гидратов природного газа, содержащего гидраты природного газа;
в) добычу первой смеси воды и углеводородов, включающих в себя, по меньшей мере, нефть и/или природный газ, из первого коллектора и транспортировку первой смеси на пункт сбора;
г) одновременную добычу второй смеси воды и природного газа из второго коллектора и транспортировку второй смеси на пункт сбора;
д) переработку первой и второй смеси с использованием пункта сбора для сепарирования воды и получения, по меньшей мере, нефти и/или природного газа;
при этом обводненность первого коллектора увеличивается со временем, а количество углеводородов уменьшается со временем, и обводненность второго коллектора уменьшается со временем, а количество природного газа увеличивается со временем.
17. Способ по п.16, в котором сепарирование воды и добыча, по меньшей мере, нефти и/или природного газа остается сопоставимой с одновременной добычей из первого и второго коллекторов.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/197,811 | 2008-08-25 | ||
| US12/197,811 US8232438B2 (en) | 2008-08-25 | 2008-08-25 | Method and system for jointly producing and processing hydrocarbons from natural gas hydrate and conventional hydrocarbon reservoirs |
| PCT/US2009/054730 WO2010027723A2 (en) | 2008-08-25 | 2009-08-24 | Method and system for jointly producing and processing hydrocarbons from natural gas hydrate and conventional hydrocarbon reservoirs |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011111273A RU2011111273A (ru) | 2012-09-27 |
| RU2502862C2 true RU2502862C2 (ru) | 2013-12-27 |
Family
ID=41696993
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011111273/03A RU2502862C2 (ru) | 2008-08-25 | 2009-08-24 | Способ совместной добычи и переработки углеводородов из коллекторов гидратов природного газа и обычных коллекторов углеводородов (варианты) и система для его осуществления |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8232438B2 (ru) |
| EP (2) | EP3369890B1 (ru) |
| JP (1) | JP5559793B2 (ru) |
| KR (1) | KR101409555B1 (ru) |
| CN (1) | CN102165138B (ru) |
| AU (1) | AU2009288470B2 (ru) |
| CA (1) | CA2734808C (ru) |
| DK (1) | DK2318653T3 (ru) |
| NZ (1) | NZ591303A (ru) |
| RU (1) | RU2502862C2 (ru) |
| WO (1) | WO2010027723A2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2736840C2 (ru) * | 2016-07-06 | 2020-11-20 | Акер Солюшенз Ас | Установка для подводной добычи метана |
Families Citing this family (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7963328B2 (en) * | 2009-03-30 | 2011-06-21 | Gas Technology Institute | Process and apparatus for release and recovery of methane from methane hydrates |
| US20120047942A1 (en) * | 2010-08-30 | 2012-03-01 | Chevron U.S.A. Inc. | METHOD, SYSTEM, AND PRODUCTION AND STORAGE FACILITY FOR OFFSHORE LPG and LNG PROCESSING OF ASSOCIATED GASES |
| KR101350340B1 (ko) * | 2012-05-08 | 2014-01-13 | 한국지질자원연구원 | 가스 하이드레이트 생산모사시스템 및 이를 이용한 생산모사방법 |
| CN102913204B (zh) * | 2012-11-01 | 2014-11-26 | 中国海洋石油总公司 | 气藏之间建立筛管外砾石充填式天然气运移通道的方法 |
| CN102913207B (zh) * | 2012-11-01 | 2014-03-26 | 中国海洋石油总公司 | 建立套管内筛管外砾石充填式人造天然气运移通道的方法 |
| CA2902479C (en) * | 2013-03-08 | 2017-11-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Power generation and methane recovery from methane hydrates |
| CN103510934B (zh) * | 2013-04-15 | 2016-01-06 | 淄博高新区成大机械设计研究所 | 一种陆地可燃冰的开采方法及系统 |
| US20140318773A1 (en) * | 2013-04-26 | 2014-10-30 | Elliot B. Kennel | Methane enhanced liquid products recovery from wet natural gas |
| US9777563B2 (en) * | 2013-09-30 | 2017-10-03 | Chevron U.S.A. Inc. | Natural gas hydrate reservoir heating |
| CN104018815A (zh) * | 2014-06-27 | 2014-09-03 | 华北水利水电大学 | 海底天然气水合物开采过程控制系统 |
| BR112017005550B1 (pt) * | 2014-10-06 | 2022-05-10 | Ge Oil & Gas, Inc | Método e sistema para produzir gás natural comprimido |
| AU2014408255A1 (en) * | 2014-10-07 | 2017-04-27 | GE Oil & Gas, Inc. | Dual service compressor system for conditioning hydrocarbon gas |
| RU2733386C2 (ru) * | 2015-10-09 | 2020-10-01 | Стюарт Л. ФЕНИКС | Способ и система для извлечения труднодоступного газа из подводных сред, его преобразования в клатраты и безопасной транспортировки для потребления |
| NO340973B1 (en) * | 2015-12-22 | 2017-07-31 | Aker Solutions As | Subsea methane hydrate production |
| CN107965298A (zh) * | 2017-04-09 | 2018-04-27 | 杭州云蜂工业设计有限公司 | 一种海底可燃冰破碎设备 |
| CN108194057A (zh) * | 2017-04-09 | 2018-06-22 | 杭州云蜂工业设计有限公司 | 一种海底天然气水合物破碎设备 |
| JP6735980B2 (ja) * | 2018-03-13 | 2020-08-05 | 国立研究開発法人産業技術総合研究所 | ガス生産システム |
| NO346560B1 (en) | 2018-04-24 | 2022-10-03 | Equinor Energy As | System and method for offshore hydrocarbon Processing |
| US10344576B1 (en) * | 2018-12-10 | 2019-07-09 | China University Of Petroleum (East China) | Method used for exploiting natural gas hydrate reservoir |
| CN109915084B (zh) * | 2019-04-09 | 2020-02-21 | 中国石油大学(北京) | 深水天然气水合物开采系统和深水天然气水合物开采方法 |
| CN109915083B (zh) * | 2019-04-09 | 2020-07-17 | 中国石油大学(北京) | 深水天然气水合物注采系统和深水天然气水合物注采方法 |
| CN110056332A (zh) * | 2019-04-11 | 2019-07-26 | 大连理工大学 | 一种控制开采速率的海底天然气水合物开采装置及方法 |
| CN110642416A (zh) * | 2019-09-16 | 2020-01-03 | 南京强思工程技术服务有限公司 | 适于污水流量变化的污水处理系统 |
| CN113062709B (zh) * | 2021-04-19 | 2022-06-28 | 太原理工大学 | 一种利用温压协同分步降压开采天然气水合物的方法 |
| CN114692472B (zh) * | 2022-06-01 | 2022-08-12 | 中国石油大学(华东) | 储层改造辅助降压开发天然气水合物藏的数值模拟方法 |
| CN115306366B (zh) | 2022-09-13 | 2023-04-28 | 中国石油大学(华东) | 一种天然气水合物高效增产开采方法 |
| CN115492558B (zh) * | 2022-09-14 | 2023-04-14 | 中国石油大学(华东) | 一种海域天然气水合物降压开采井筒中水合物二次生成防治装置及防治方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5711374A (en) * | 1992-12-17 | 1998-01-27 | Read Process Engineering A/S | Method for cyclone separation of oil and water and an apparatus for separating of oil and water |
| US20040198611A1 (en) * | 2001-09-28 | 2004-10-07 | Stephen Atkinson | Method for the recovery of hydrocarbons from hydrates |
| US20050034869A1 (en) * | 2001-10-12 | 2005-02-17 | Appleford David Eric | Method and system for handling producing fluid |
| US7299868B2 (en) * | 2001-03-15 | 2007-11-27 | Alexei Zapadinski | Method and system for recovery of hydrocarbons from a hydrocarbon-bearing information |
| RU2319083C2 (ru) * | 2006-03-23 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Научный центр прединвестиционных исследований" (ОАО НЦПИ) | Способ переработки газа при разработке нефтегазовых месторождений и комплекс оборудования для его осуществления |
Family Cites Families (46)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US595073A (en) | 1897-12-07 | Unicycle | ||
| US400778A (en) | 1889-04-02 | Folding ladder | ||
| US437646A (en) | 1890-09-30 | Blasting-cartridge | ||
| US526149A (en) | 1894-09-18 | Valve for steam-pumps | ||
| US614891A (en) | 1898-11-29 | Car-loader | ||
| US392007A (en) | 1888-10-30 | Equalizer for vehicles | ||
| US442486A (en) | 1890-12-09 | Mosquito-net frame | ||
| US3920072A (en) * | 1974-06-24 | 1975-11-18 | Atlantic Richfield Co | Method of producing oil from a subterranean formation |
| US4007787A (en) * | 1975-08-18 | 1977-02-15 | Phillips Petroleum Company | Gas recovery from hydrate reservoirs |
| US4376462A (en) * | 1981-02-19 | 1983-03-15 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Substantially self-powered method and apparatus for recovering hydrocarbons from hydrocarbon-containing solid hydrates |
| US4424866A (en) * | 1981-09-08 | 1984-01-10 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Method for production of hydrocarbons from hydrates |
| JPH0525986A (ja) * | 1991-07-19 | 1993-02-02 | Nkk Corp | 投棄二酸化炭素を熱源とする天然ガス採取方法および 装置 |
| US5261490A (en) * | 1991-03-18 | 1993-11-16 | Nkk Corporation | Method for dumping and disposing of carbon dioxide gas and apparatus therefor |
| CA2125355C (en) * | 1994-06-07 | 1998-04-28 | Nick Baiton | Horizontal drilling method for hydrocarbon recovery |
| US5964550A (en) * | 1996-05-31 | 1999-10-12 | Seahorse Equipment Corporation | Minimal production platform for small deep water reserves |
| US5950732A (en) * | 1997-04-02 | 1999-09-14 | Syntroleum Corporation | System and method for hydrate recovery |
| FR2776702B1 (fr) * | 1998-03-24 | 2000-05-05 | Elf Exploration Prod | Methode de conduite d'une installation de production d'hydrocarbures |
| US6209965B1 (en) * | 1998-07-20 | 2001-04-03 | Sandia Corporation | Marine clathrate mining and sediment separation |
| US6148911A (en) * | 1999-03-30 | 2000-11-21 | Atlantic Richfield Company | Method of treating subterranean gas hydrate formations |
| WO2000071440A1 (en) * | 1999-05-24 | 2000-11-30 | Williams Richard E | Packaging component and containment system particularly useful for packaging radiators |
| US6299256B1 (en) * | 2000-05-15 | 2001-10-09 | The United States Of America As Represented By The Department Of Energy | Method and apparatus for recovering a gas from a gas hydrate located on the ocean floor |
| DE10141896A1 (de) * | 2001-08-28 | 2003-03-27 | Fraunhofer Ges Forschung | Verfahren und Vorrichtung zur Gewinnung und Förderung von Gashydraten und Gasen aus Gashydraten |
| JP4968998B2 (ja) | 2001-09-10 | 2012-07-04 | 三菱重工業株式会社 | ガスハイドレート採掘システム |
| EP1483479B1 (en) * | 2001-10-26 | 2007-01-17 | Electro-Petroleum, Inc. | Electrochemical process for effecting redox-enhanced oil recovery |
| JP3479699B2 (ja) | 2002-01-18 | 2003-12-15 | 飛島建設株式会社 | ガスハイドレート掘採方法とその装置 |
| US20030178195A1 (en) * | 2002-03-20 | 2003-09-25 | Agee Mark A. | Method and system for recovery and conversion of subsurface gas hydrates |
| US6733573B2 (en) * | 2002-09-27 | 2004-05-11 | General Electric Company | Catalyst allowing conversion of natural gas hydrate and liquid CO2 to CO2 hydrate and natural gas |
| US7017506B2 (en) * | 2003-01-22 | 2006-03-28 | Single Buoy Moorings, Inc. | Marginal gas transport in offshore production |
| US6973968B2 (en) * | 2003-07-22 | 2005-12-13 | Precision Combustion, Inc. | Method of natural gas production |
| RO121819B1 (ro) * | 2003-10-01 | 2008-05-30 | Petru Baciu | Procedeu şi instalaţie pentru colectarea gazului metan liber, de pe fundul mării |
| US6994159B2 (en) * | 2003-11-04 | 2006-02-07 | Charles Wendland | System for extracting natural gas hydrate |
| US6978837B2 (en) * | 2003-11-13 | 2005-12-27 | Yemington Charles R | Production of natural gas from hydrates |
| US20050121200A1 (en) * | 2003-12-04 | 2005-06-09 | Alwarappa Sivaraman | Process to sequester CO2 in natural gas hydrate fields and simultaneously recover methane |
| JP3914994B2 (ja) * | 2004-01-28 | 2007-05-16 | 独立行政法人産業技術総合研究所 | メタンハイドレート堆積層からの天然ガス生産設備と発電設備を具備する統合設備 |
| CN2693772Y (zh) * | 2004-05-09 | 2005-04-20 | 北京迪威尔石油天然气技术开发有限公司 | 轻烃、气、水合一处理装置 |
| MXPA06014854A (es) * | 2004-06-18 | 2008-03-11 | Exxonmobil Upstream Res Co | Planta de gas natural licuado de capacidad escalable. |
| US7165621B2 (en) * | 2004-08-10 | 2007-01-23 | Schlumberger Technology Corp. | Method for exploitation of gas hydrates |
| WO2006031335A1 (en) * | 2004-09-13 | 2006-03-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for managing hydrates in subsea production line |
| US7222673B2 (en) * | 2004-09-23 | 2007-05-29 | Conocophilips Company | Production of free gas by gas hydrate conversion |
| WO2007002608A2 (en) * | 2005-06-27 | 2007-01-04 | Solid Gas Technologies Llc | Clathrate hydrate modular storage, applications and utilization processes |
| JP5362362B2 (ja) * | 2005-12-20 | 2013-12-11 | シュルンベルジェ ホールディングス リミテッド | ガスハイドレートを含む炭化水素含有層内の坑井ケーシングへの粒状物の侵入を監視するための方法及びシステム |
| CA2633746C (en) * | 2005-12-20 | 2014-04-08 | Schlumberger Canada Limited | Method and system for development of hydrocarbon bearing formations including depressurization of gas hydrates |
| WO2007072171A1 (en) * | 2005-12-20 | 2007-06-28 | Schlumberger Technology B.V. | Method and system for tool orientation and positioning and particulate material protection within a well casing for producing hydrocarbon bearing formations including gas hydrates |
| US8201626B2 (en) * | 2008-12-31 | 2012-06-19 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system for producing hydrocarbons from a hydrate reservoir using available waste heat |
| WO2010078162A2 (en) * | 2008-12-31 | 2010-07-08 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system for producing hydrocarbons from a hydrate reservoir using a sweep gas |
| US9777563B2 (en) * | 2013-09-30 | 2017-10-03 | Chevron U.S.A. Inc. | Natural gas hydrate reservoir heating |
-
2008
- 2008-08-25 US US12/197,811 patent/US8232438B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2009
- 2009-08-24 WO PCT/US2009/054730 patent/WO2010027723A2/en active Application Filing
- 2009-08-24 AU AU2009288470A patent/AU2009288470B2/en active Active
- 2009-08-24 DK DK09811975.3T patent/DK2318653T3/en active
- 2009-08-24 JP JP2011525119A patent/JP5559793B2/ja active Active
- 2009-08-24 EP EP18169289.8A patent/EP3369890B1/en active Active
- 2009-08-24 KR KR1020117006925A patent/KR101409555B1/ko active IP Right Grant
- 2009-08-24 CA CA2734808A patent/CA2734808C/en active Active
- 2009-08-24 RU RU2011111273/03A patent/RU2502862C2/ru active
- 2009-08-24 NZ NZ591303A patent/NZ591303A/xx unknown
- 2009-08-24 EP EP09811975.3A patent/EP2318653B1/en active Active
- 2009-08-24 CN CN200980138063.0A patent/CN102165138B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5711374A (en) * | 1992-12-17 | 1998-01-27 | Read Process Engineering A/S | Method for cyclone separation of oil and water and an apparatus for separating of oil and water |
| US7299868B2 (en) * | 2001-03-15 | 2007-11-27 | Alexei Zapadinski | Method and system for recovery of hydrocarbons from a hydrocarbon-bearing information |
| US20040198611A1 (en) * | 2001-09-28 | 2004-10-07 | Stephen Atkinson | Method for the recovery of hydrocarbons from hydrates |
| US20050034869A1 (en) * | 2001-10-12 | 2005-02-17 | Appleford David Eric | Method and system for handling producing fluid |
| RU2319083C2 (ru) * | 2006-03-23 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Научный центр прединвестиционных исследований" (ОАО НЦПИ) | Способ переработки газа при разработке нефтегазовых месторождений и комплекс оборудования для его осуществления |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2736840C2 (ru) * | 2016-07-06 | 2020-11-20 | Акер Солюшенз Ас | Установка для подводной добычи метана |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| KR20110046568A (ko) | 2011-05-04 |
| WO2010027723A2 (en) | 2010-03-11 |
| US20100048963A1 (en) | 2010-02-25 |
| US8232438B2 (en) | 2012-07-31 |
| AU2009288470A1 (en) | 2010-03-11 |
| DK2318653T3 (en) | 2019-03-04 |
| NZ591303A (en) | 2013-03-28 |
| JP2012500921A (ja) | 2012-01-12 |
| EP2318653A2 (en) | 2011-05-11 |
| JP5559793B2 (ja) | 2014-07-23 |
| CN102165138B (zh) | 2014-05-07 |
| CA2734808A1 (en) | 2010-03-11 |
| EP3369890B1 (en) | 2019-10-09 |
| WO2010027723A3 (en) | 2010-06-17 |
| CA2734808C (en) | 2014-03-25 |
| EP2318653A4 (en) | 2017-09-27 |
| EP2318653B1 (en) | 2018-11-14 |
| CN102165138A (zh) | 2011-08-24 |
| AU2009288470B2 (en) | 2015-07-16 |
| RU2011111273A (ru) | 2012-09-27 |
| EP3369890A1 (en) | 2018-09-05 |
| KR101409555B1 (ko) | 2014-06-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2502862C2 (ru) | Способ совместной добычи и переработки углеводородов из коллекторов гидратов природного газа и обычных коллекторов углеводородов (варианты) и система для его осуществления | |
| RU2483203C2 (ru) | Способ добычи углеводородов из залежи гидрата с использованием отходящего тепла (варианты) и система для его осуществления | |
| RU2478074C2 (ru) | Способ нагнетания диоксида углерода | |
| AU2010344186B2 (en) | Temporary field storage of gas to optimize field development | |
| US20030178195A1 (en) | Method and system for recovery and conversion of subsurface gas hydrates | |
| NO20120089A1 (no) | Systemer og fremgangsmater for okt oljeutvinning | |
| EA031016B1 (ru) | Способ добычи углеводородов с использованием каверн | |
| CN101435328A (zh) | 一种海底天然气水合物开采方法及装置 | |
| CN102395751A (zh) | 用于利用扫掠气从水合物储层中生产烃的方法和系统 | |
| CN1587641A (zh) | 一种海洋天然气水合物开采的方法及装置 | |
| EA018879B1 (ru) | Добыча газообразных углеводородов из коллекторов с гидратной шапкой | |
| US20230391614A1 (en) | Integration of natural hydrogen reservoir storage capacity or suitable subsurface reservoirs with other hydrogen sources and sinks | |
| Serhii | OPTIMIZATION OF GAS RECYCLING DURING THE DEVELOPMENT OF GAS CONDENSATE FIELDS | |
| WO2023239796A1 (en) | Hydrogen enhanced geothermal power production | |
| JP2023523950A (ja) | メタンガスを抽出し、ガスをクラスレートに変換し、ガスを使用のために輸送する方法およびシステム | |
| Tingas et al. | Synergies and Environmental Benefits of Lignite Gasification in Ptolemais with Combined CO2 Sequestration and Enhanced Oil Recovery in the Prinos Oil Fields in Macedonia-Greece | |
| Bybee | An Ultradeepwater Heavy-Oil Development Offshore Brazil | |
| Høgstøl | Injection of CO2 into an aquifer for storage |