RU2525406C2 - System and method of oil and/or gas production - Google Patents
System and method of oil and/or gas production Download PDFInfo
- Publication number
- RU2525406C2 RU2525406C2 RU2010146495/03A RU2010146495A RU2525406C2 RU 2525406 C2 RU2525406 C2 RU 2525406C2 RU 2010146495/03 A RU2010146495/03 A RU 2010146495/03A RU 2010146495 A RU2010146495 A RU 2010146495A RU 2525406 C2 RU2525406 C2 RU 2525406C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- carbon
- oil
- well
- formation
- carbon disulfide
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 49
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 84
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 413
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 115
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 45
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims abstract description 19
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims abstract description 12
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims abstract description 9
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 127
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 81
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 35
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 34
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 31
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- DXHPZXWIPWDXHJ-UHFFFAOYSA-N carbon monosulfide Chemical compound [S+]#[C-] DXHPZXWIPWDXHJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 19
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 19
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 12
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 12
- 239000003570 air Substances 0.000 claims description 10
- -1 steam Substances 0.000 claims description 10
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 7
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 5
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 3
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims description 3
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims description 3
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 2
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 26
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- IJCVBMSXIPFVLH-UHFFFAOYSA-N [C].S=O Chemical compound [C].S=O IJCVBMSXIPFVLH-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 118
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 112
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 90
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 87
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 79
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 44
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 36
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 16
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 16
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 16
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 15
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 12
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 11
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 11
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 9
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 9
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N disulfur monoxide Inorganic materials O=S=S TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 8
- QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N carbon disulfide-14c Chemical compound S=[14C]=S QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 7
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 6
- 239000012018 catalyst precursor Substances 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 4
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 4
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 4
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 4
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 3
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 3
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 3
- WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L manganese(2+);methyl n-[[2-(methoxycarbonylcarbamothioylamino)phenyl]carbamothioyl]carbamate;n-[2-(sulfidocarbothioylamino)ethyl]carbamodithioate Chemical compound [Mn+2].[S-]C(=S)NCCNC([S-])=S.COC(=O)NC(=S)NC1=CC=CC=C1NC(=S)NC(=O)OC WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010955 niobium Substances 0.000 description 3
- 229910052758 niobium Inorganic materials 0.000 description 3
- GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N niobium atom Chemical compound [Nb] GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N Ruthenium Chemical compound [Ru] KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 229910052741 iridium Inorganic materials 0.000 description 2
- GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N iridium atom Chemical compound [Ir] GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 229910052762 osmium Inorganic materials 0.000 description 2
- SYQBFIAQOQZEGI-UHFFFAOYSA-N osmium atom Chemical compound [Os] SYQBFIAQOQZEGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 229910052702 rhenium Inorganic materials 0.000 description 2
- WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N rhenium atom Chemical compound [Re] WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052703 rhodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010948 rhodium Substances 0.000 description 2
- MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N rhodium atom Chemical compound [Rh] MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052707 ruthenium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 description 2
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 229910052715 tantalum Inorganic materials 0.000 description 2
- GUVRBAGPIYLISA-UHFFFAOYSA-N tantalum atom Chemical compound [Ta] GUVRBAGPIYLISA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 2
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 2
- FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 1-benzothiophene Chemical class C1=CC=C2SC=CC2=C1 FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002955 Art silk Polymers 0.000 description 1
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052684 Cerium Inorganic materials 0.000 description 1
- BWGNESOTFCXPMA-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen disulfide Chemical compound SS BWGNESOTFCXPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GYHNNYVSQQEPJS-UHFFFAOYSA-N Gallium Chemical compound [Ga] GYHNNYVSQQEPJS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052779 Neodymium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052777 Praseodymium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052772 Samarium Inorganic materials 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N Silver Chemical compound [Ag] BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N Tin Chemical compound [Sn] ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000003915 air pollution Methods 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052787 antimony Inorganic materials 0.000 description 1
- WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N antimony atom Chemical compound [Sb] WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 229910052797 bismuth Inorganic materials 0.000 description 1
- JCXGWMGPZLAOME-UHFFFAOYSA-N bismuth atom Chemical compound [Bi] JCXGWMGPZLAOME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000002915 carbonyl group Chemical group [*:2]C([*:1])=O 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- ZMIGMASIKSOYAM-UHFFFAOYSA-N cerium Chemical compound [Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce] ZMIGMASIKSOYAM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000002716 delivery method Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N dibenzothiophene Chemical class C1=CC=C2C3=CC=CC=C3SC2=C1 IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000005496 eutectics Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 238000004508 fractional distillation Methods 0.000 description 1
- 229910052733 gallium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052732 germanium Inorganic materials 0.000 description 1
- GNPVGFCGXDBREM-UHFFFAOYSA-N germanium atom Chemical compound [Ge] GNPVGFCGXDBREM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 1
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052735 hafnium Inorganic materials 0.000 description 1
- VBJZVLUMGGDVMO-UHFFFAOYSA-N hafnium atom Chemical compound [Hf] VBJZVLUMGGDVMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002917 insecticide Substances 0.000 description 1
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052746 lanthanum Inorganic materials 0.000 description 1
- FZLIPJUXYLNCLC-UHFFFAOYSA-N lanthanum atom Chemical compound [La] FZLIPJUXYLNCLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011133 lead Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L manganese oxide Inorganic materials [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- PPNAOCWZXJOHFK-UHFFFAOYSA-N manganese(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Mn+2] PPNAOCWZXJOHFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000001247 metal acetylides Chemical class 0.000 description 1
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 1
- XDAHMMVFVQFOIY-UHFFFAOYSA-N methanedithione;sulfane Chemical compound S.S=C=S XDAHMMVFVQFOIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 229910000476 molybdenum oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QEFYFXOXNSNQGX-UHFFFAOYSA-N neodymium atom Chemical compound [Nd] QEFYFXOXNSNQGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 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
- PUDIUYLPXJFUGB-UHFFFAOYSA-N praseodymium atom Chemical compound [Pr] PUDIUYLPXJFUGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000012070 reactive reagent Substances 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- KZUNJOHGWZRPMI-UHFFFAOYSA-N samarium atom Chemical compound [Sm] KZUNJOHGWZRPMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052706 scandium Inorganic materials 0.000 description 1
- SIXSYDAISGFNSX-UHFFFAOYSA-N scandium atom Chemical compound [Sc] SIXSYDAISGFNSX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical class S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052815 sulfur oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000011275 tar sand Substances 0.000 description 1
- 229910052713 technetium Inorganic materials 0.000 description 1
- GKLVYJBZJHMRIY-UHFFFAOYSA-N technetium atom Chemical compound [Tc] GKLVYJBZJHMRIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 description 1
- 150000003577 thiophenes Chemical class 0.000 description 1
- 229910052718 tin Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011135 tin Substances 0.000 description 1
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
- 239000012991 xanthate Substances 0.000 description 1
- 229910052727 yttrium Inorganic materials 0.000 description 1
- VWQVUPCCIRVNHF-UHFFFAOYSA-N yttrium atom Chemical compound [Y] VWQVUPCCIRVNHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
- C09K8/532—Sulfur
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/20—Hydrogen sulfide elimination
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
Description
Уровень техникиState of the art
В настоящее время добываются существенные количества сернистого нефтяного газа, получаемого из газовых скважин, нефтяных скважин (в виде, например, попутного газа) и из пластов-коллекторов природного газа, инфицированных продуцирующими сероводород бактериями. Присутствие сероводорода и других серосодержащих соединений в топливе и других газах на протяжении длительного времени является предметом беспокойства, как для потребителей, так и для производителей таких газов. Помимо коррозионного и других неблагоприятных воздействий, которые такие примеси оказывают на оборудование и процессы, при сжигании природного газа вследствие окисления серосодержащих соединений обычно образуются вредные выбросы. Образующиеся оксиды серы могут являться основным фактором загрязнения воздуха и могут оказывать вредное воздействие на окружающую среду. Соответственно, вводятся в действие все более и более строгие федеральные и местные нормативные положения, направленные на снижение или устранение сернистых выбросов, и параллельно имеется заинтересованность в эффективном удалении из природного газа и других подобных источников сероводорода, который является важным исходным веществом для вредных выбросов. Один из способов удаления сероводорода состоит в преобразовании его в предназначенную для дальнейшего хранения твердую серу. Вследствие экологических и эстетических соображений во многих странах в настоящее время создание таких запасов серы законодательно запрещено.Currently, significant quantities of sour gas are produced from gas wells, oil wells (in the form of, for example, associated gas) and from natural gas reservoirs infected with hydrogen sulfide-producing bacteria. The presence of hydrogen sulfide and other sulfur-containing compounds in fuel and other gases for a long time is a matter of concern, both for consumers and for producers of such gases. In addition to the corrosive and other adverse effects that such impurities have on equipment and processes, the combustion of natural gas usually results in harmful emissions due to the oxidation of sulfur-containing compounds. The resulting sulfur oxides can be a major factor in air pollution and can be harmful to the environment. Accordingly, more and more stringent federal and local regulations are introduced to reduce or eliminate sulfur dioxide emissions, and at the same time there is an interest in the effective removal of hydrogen sulfide from natural gas and other similar sources, which is an important starting material for harmful emissions. One way to remove hydrogen sulfide is to convert it into solid sulfur intended for further storage. Due to environmental and aesthetic considerations in many countries, the creation of such sulfur reserves is currently prohibited by law.
Для увеличения нефтеизвлечения в месторождениях по всему миру могут применяться способы повышения нефтеотдачи. Существуют три основных типа способов повышения нефтеотдачи: тепловой, химический/полимерный и нагнетание в пласт газа, которые могут использоваться для повышения извлечения нефти из нефтеносного пласта помимо того, что может быть достигнуто обычными способами, которые могут увеличивать продолжительность эксплуатации месторождения и повышать коэффициент нефтеотдачи.Oil recovery techniques can be used to increase oil recovery in fields around the world. There are three main types of enhanced oil recovery methods: thermal, chemical / polymer, and gas injection, which can be used to increase oil recovery from the oil reservoir in addition to what can be achieved by conventional methods, which can increase the life of the field and increase the oil recovery coefficient.
Термический способ повышения нефтеотдачи осуществляют посредством подведения тепла к нефтеносному пласту. Наиболее широко применяемой его формой является вытеснение паром, когда происходит снижение вязкости нефти, чтобы она могла перетекать к добывающим скважинам. Нагнетание в пласт растворов химических реагентов увеличивает нефтеотдачу вследствие ослабления капиллярных сил, удерживающих остаточную нефть. Нагнетание в пласт растворов полимеров улучшает эффективность вытеснения закачиваемой в пласт водой. Нагнетание в пласт смешивающегося газа осуществляется способом, подобным нагнетанию химических реагентов. Защемленная остаточная нефть может быть извлечена закачиванием жидкости, способной смешиваться с нефтью.The thermal recovery enhancement method is carried out by applying heat to the oil reservoir. Its most widely used form is steam displacement, when oil viscosity decreases so that it can flow to production wells. The injection of chemical reagents into the reservoir increases oil recovery due to the weakening of capillary forces holding the residual oil. Injection of polymer solutions into the formation improves the efficiency of the displacement of water injected into the formation. Miscible gas is injected into the formation in a manner similar to chemical injection. The trapped residual oil can be recovered by pumping a fluid that is miscible with the oil.
На фиг.1 показана известная система 100, которая содержит подземные пласты 102, 104, 106 и 108. На поверхности расположено оборудование и устройства 110 для ведения добычи. Скважина 112 пересекает пласты 102 и 104 и завершается в пласте 106. Позицией 114 обозначен участок пласта 106. Нефть и газ добываются из пласта 106 и через скважину 112 поступают к оборудованию и устройствам 110 для добычи. Газ и жидкость отделяются друг от друга, газ запасается в газохранилище 116, а жидкость запасается в хранилище 118 для жидкостей. Газ в газохранилище 116 может содержать сероводород, который должен быть переработан, перемещен, отделен или направлен на хранение.Figure 1 shows a known
В документе US 2006/0254769 описана система, содержащая устройство для извлечения нефти и/или газа из подземного пласта, при этом нефть и/или газ содержат одно или несколько серосодержащих соединений; устройство для преобразования по меньшей мере части серосодержащих соединений из извлеченных нефти и/или газа в сероуглерод; и устройство для выпуска по меньшей мере части сероуглерода в пласт. Документ US 2006/0254769 полностью включен в данное описание посредством ссылки.US 2006/0254769 describes a system comprising a device for extracting oil and / or gas from an underground formation, the oil and / or gas containing one or more sulfur-containing compounds; a device for converting at least a portion of sulfur-containing compounds from extracted oil and / or gas into carbon disulfide; and a device for releasing at least a portion of the carbon disulfide into the formation. US 2006/0254769 is hereby incorporated by reference in its entirety.
Существует потребность в усовершенствованных системах и способах переработки, транспортировки, удаления или хранения присутствующего в жидкости и/или газе сероводорода. Существует потребность в усовершенствованных системах и способах переработки, транспортировки, удаления или хранения серы из жидкости и/или газа. Кроме того, имеется необходимость в улучшенных системах и способах для повышения нефтеотдачи. Также имеется необходимость в улучшенных системах и способах для повышения нефтеотдачи с применением серосодержащего соединения, например, для снижения вязкости, оказания химического воздействия и нагнетания в пласт смешивающихся жидкостей. Кроме того, имеется необходимость в улучшенных системах и способах приготовления серосодержащих веществ для повышения нефтеотдачи.There is a need for improved systems and methods for processing, transporting, removing or storing hydrogen sulfide present in a liquid and / or gas. There is a need for improved systems and methods for processing, transporting, removing or storing sulfur from a liquid and / or gas. In addition, there is a need for improved systems and methods for enhancing oil recovery. There is also a need for improved systems and methods for enhancing oil recovery using a sulfur-containing compound, for example, to reduce viscosity, provide chemical effects and inject miscible liquids into the formation. In addition, there is a need for improved systems and methods for preparing sulfur-containing substances to enhance oil recovery.
Помимо этого, сероуглерод является обычным реактивом, область применения которого простирается от использования в качестве технического растворителя для производства искусственного шелка до сырья для выпуска сельскохозяйственных инсектицидов. Процесс производства сероуглерода включает закупку и транспортировку, как твердой серы, так и природного газа (или другого источника углерода) к производственным участкам (часто на большие расстояния) и обеспечивает получение сероуглерода очень высокой чистоты. Эти два фактора: высокие затраты на приобретение и транспортировку, а также высокая чистота конечного продукта - приводят к относительно высокой себестоимости производства сероуглерода. Производственный процесс преобразования высокосернистого газа в твердую серу включает использование установки для рекуперации растворов, чтобы вначале отделить от потока природного газа сероводород, другие серосодержащие соединения и примеси, такие как диоксид углерода, а затем использование установки Клауса для преобразования сероводорода в серу, которой затем перед транспортировкой дают затвердеть или которую перемещают в виде жидкости. С другой стороны, технологический процесс производства сероуглерода влечет нагревание, плавление и испарение твердой или жидкой серы и реагирование ее паров с нагретым природным газом или другим источником углерода.In addition, carbon disulfide is a common reagent, the scope of which ranges from use as a technical solvent for the production of artificial silk to raw materials for the production of agricultural insecticides. The carbon disulfide production process involves the purchase and transportation of both solid sulfur and natural gas (or another carbon source) to production sites (often over long distances) and provides very high purity carbon disulfide. These two factors: the high costs of acquisition and transportation, as well as the high purity of the final product - lead to a relatively high cost of carbon disulfide production. The manufacturing process for converting sour gas to solid sulfur involves using a solution recovery unit to first separate hydrogen sulfide, other sulfur compounds and impurities such as carbon dioxide from the natural gas stream, and then use the Klaus unit to convert hydrogen sulfide to sulfur, which is then transported harden or which is transferred in the form of a liquid. On the other hand, the carbon disulfide production process involves heating, melting and vaporizing solid or liquid sulfur and the reaction of its vapor with heated natural gas or another carbon source.
Существует потребность в улучшенных системах и способах производства сероуглерода. Имеется необходимость в усовершенствованных системах и способах, обеспечивающих более энергоэффективное производство сероуглерода. Существует потребность в улучшенных системах и способах для извлечения сероуглерода из нефтегазоносных пластов при осуществлении способа повышения нефтеотдачи.There is a need for improved systems and methods for producing carbon disulfide. There is a need for improved systems and methods that provide more energy-efficient carbon disulfide production. There is a need for improved systems and methods for recovering carbon disulfide from oil and gas strata when implementing a method of increasing oil recovery.
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
Одним объектом изобретения является система для добычи нефти и/или газа, включающая в себя пласт, содержащий смесь нефти и/или газа с сероуглеродом и/или сероокисью углерода, и устройство для ввода в пласт сепарирующего вещества, предназначенного для отделения нефти и/или газа от сероуглерода и/или сероокиси углерода.One object of the invention is a system for oil and / or gas production, including a formation containing a mixture of oil and / or gas with carbon disulfide and / or carbon monoxide, and a device for introducing into the formation a separating substance for separating oil and / or gas from carbon disulfide and / or carbon disulphide.
Другим объектом изобретения является способ добычи нефти и/или газа, включающий ввод сепарирующего вещества в пласт, содержащий смесь нефти и/или газа с сероуглеродом и/или сероокисью углерода, и отделение нефти и/или газа от сероуглерода и/или сероокиси углерода.Another object of the invention is a method for producing oil and / or gas, comprising introducing a separating agent into a formation containing a mixture of oil and / or gas with carbon disulfide and / or carbon monoxide, and separating the oil and / or gas from carbon disulfide and / or carbon monoxide.
Изобретение позволяет получить следующие преимущества:The invention allows to obtain the following advantages:
- улучшение систем и способов удаления сероводорода, серы и/или других соединений на основе серы;- improving systems and methods for removing hydrogen sulfide, sulfur and / or other sulfur-based compounds;
- улучшение систем и способов повышенного извлечения углеводородов из пласта- improvement of systems and methods for increased recovery of hydrocarbons from the reservoir
с помощью сероуглерода;using carbon disulfide;
- улучшение систем и способов повышенного извлечения углеводородов из пласта- improvement of systems and methods for increased recovery of hydrocarbons from the reservoir
с помощью жидкости, содержащей сероуглерод;using a liquid containing carbon disulfide;
- улучшение систем и способов получения сероуглерода;- improvement of systems and methods for producing carbon disulfide;
- улучшение содержащих сероуглерод смесей для вторичного извлечения- improvement of carbon disulfide containing mixtures for secondary recovery
углеводородов;hydrocarbons;
- усовершенствование систем и способов переработки, транспортировки, удаления или хранения серосодержащих соединений из жидкости и/или газа;- improvement of systems and methods for processing, transportation, removal or storage of sulfur-containing compounds from liquid and / or gas;
- улучшение систем и способов увеличения нефтеотдачи пласта;- improvement of systems and methods for increasing oil recovery;
- улучшение систем и способов увеличения нефтеотдачи пласта с помощью серосодержащего соединения;- improving systems and methods for increasing oil recovery using sulfur-containing compounds;
- улучшение систем и способов увеличения нефтеотдачи пласта с помощью серосодержащего соединения;- improving systems and methods for increasing oil recovery using sulfur-containing compounds;
- улучшение систем и способов извлечения сероуглерода из пласта при осуществлении способа повышения нефтеотдачи.- improving systems and methods for extracting carbon disulfide from the reservoir when implementing the method of increasing oil recovery.
Краткое описание чертежей Brief Description of the Drawings
На фиг.1 показана система для добычи газа и/или нефти;Figure 1 shows a system for the production of gas and / or oil;
на фиг.2 - способ добычи газа и/или нефти;figure 2 is a method of producing gas and / or oil;
на фиг.3а-3е - системы для добычи газа и/или нефти;on figa-3e - system for the production of gas and / or oil;
на фиг.4 - способ получения сероуглерода.figure 4 - a method of producing carbon disulfide.
Осуществление изобретенияThe implementation of the invention
На фиг.2 показан способ А добычи нефти и/или газа согласно изобретению, который включает введение серосодержащих соединений. Способ А включает этап 1, на котором получают серу и/или серосодержащее соединение, которое дополнительно вводят в пласт. На этапе 2 по меньшей мере часть серосодержащего соединения может быть преобразована внутри пласта в сероуглерод и/или сероокись углерода. На этапе 3 нефть и/или газ могут быть отделены от сероуглерода и/или сероокиси углерода, при этом нефть с использованием способов повышения нефтеотдачи извлекается из подземного пласта, а сероуглерод и/или сероокись углерода могут быть преобразованы внутри пласта в другое соединение.Figure 2 shows the method And the extraction of oil and / or gas according to the invention, which includes the introduction of sulfur-containing compounds. Method A includes
Получение серосодержащего соединения на этапе 1 может быть осуществлено любым известным способом. Подходящие способы включают получение газообразной, жидкой и/или твердой элементарной серы или серосодержащих соединений и извлечение таких соединений из подземного пласта и/или получение таких соединений в качестве продукта осуществляемых на поверхности процессов. Выбор способа, используемого для получения серосодержащего соединения в подземном пласте, критическим не является.Obtaining a sulfur-containing compound in
Такие соединения могут быть закачаны в пласт любым известным способом. Подходящие способы включают закачивание элементарной серы в жидком и/или парообразном состоянии в проходящие через пласт вертикальные и горизонтальные скважины, или могут быть использованы другие известные способы закачивания в пласт жидкостей и газов. Выбор способа, используемого для ввода серосодержащего соединения в подземный пласт, критическим не является.Such compounds can be injected into the reservoir by any known method. Suitable methods include injecting elemental sulfur in a liquid and / or vapor state into vertical and horizontal wells passing through the formation, or other known methods of injecting liquids and gases into the formation can be used. The selection of the method used to introduce the sulfur-containing compound into the subterranean formation is not critical.
В некоторых вариантах осуществления изобретения серосодержащее соединение может включать элементарную серу, сероводород, меркаптаны, сульфиды и дисульфиды, кроме дисульфида водорода, или гетероциклические серосодержащие соединения, например, тиофены, бензотиофены, или замещенные дибензотиофены с конденсированными ядрами, или их смеси.In some embodiments, the sulfur-containing compound may include elemental sulfur, hydrogen sulfide, mercaptans, sulfides and disulfides other than hydrogen disulfide, or heterocyclic sulfur-containing compounds, for example, thiophenes, benzothiophenes, or substituted dibenzothiophenes with condensed nuclei, or mixtures thereof.
Ввод по меньшей мере части серосодержащего соединения и/или других жидкостей и/или газов может быть осуществлен любым известным способом. Одним из подходящих способов может быть закачка серосодержащего соединения в единственный трубопровод единственной скважины, обеспечение впитывания серосодержащего соединения и последующую откачку по меньшей мере части газов и/или жидкостей. Другой подходящий способ включает закачку серосодержащего соединения в первый трубопровод единственной скважины и откачку по меньшей мере части газов и/или жидкостей через второй трубопровод единственной скважины. Еще один подходящий способ включает закачку серосодержащего соединения в первую скважину и откачку по меньшей мере части газов и/или жидкостей через вторую скважину. Выбор способа, применяемого для закачки по меньшей мере части серосодержащего соединения и/или других жидкостей и/или газов, критическим не является.The introduction of at least part of the sulfur-containing compound and / or other liquids and / or gases can be carried out by any known method. One suitable method may be to inject a sulfur-containing compound into a single conduit of a single well, providing absorption of the sulfur-containing compound, and then pumping out at least a portion of the gases and / or liquids. Another suitable method involves injecting a sulfur-containing compound into the first conduit of a single well and pumping out at least a portion of the gases and / or liquids through a second conduit of a single well. Another suitable method involves injecting a sulfur-containing compound into the first well and pumping out at least a portion of the gases and / or liquids through the second well. The selection of the method used to inject at least a portion of the sulfur-containing compound and / or other liquids and / or gases is not critical.
Как вариант, порядок осуществления закачки и преобразования может быть изменен на обратный. Серосодержащее соединение может быть преобразовано в другое соединение в ходе технологического процесса, выполняемого на поверхности, а затем полученное соединение закачивается в пласт. Это соединение может быть закачано любым известным способом, например, рассмотренными выше или другими известными способами.Alternatively, the order of the download and conversion can be reversed. The sulfur-containing compound can be converted to another compound during a surface process, and then the resulting compound is pumped into the formation. This compound can be pumped by any known method, for example, as discussed above or by other known methods.
Серосодержащее соединение и/или другие жидкости и/или газы, такие как смешивающиеся с нефтью в пласте растворитель, или жидкость, или газ могут быть оставлены в пласте для впитывания на время примерно от 1 часа до 15 дней, например, примерно от 5 до 50 часов.A sulfur-containing compound and / or other liquids and / or gases, such as a solvent miscible with oil in the formation, or a liquid or gas may be left in the formation to absorb for a period of about 1 hour to 15 days, for example, about 5 to 50 hours.
В некоторых вариантах осуществления изобретения серосодержащее соединение: и/или другие жидкости и/или газы могут быть закачаны в пласт под давлением, превышающим давление гидравлического разрыва пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения серосодержащее соединение или серосодержащее соединение, смешанное с другими компонентами, может быть растворимым в нефти (или других жидкостях) и/или газах в пласте. В некоторых вариантах осуществления изобретения серосодержащее соединение или серосодержащее соединение, смешанное с другими компонентами, может быть нерастворимым в нефти и/или газе в пласте. В некоторых вариантах осуществления изобретения серосодержащее соединение перед закачкой в пласт может быть нагрето для снижения вязкости жидкостей в пласте, например, тяжелых нефтей, парафинов, асфальтенов и т.д.In some embodiments, a sulfur-containing compound: and / or other fluids and / or gases may be injected into the formation at a pressure higher than the fracture pressure. In some embodiments, a sulfur-containing compound or a sulfur-containing compound mixed with other components may be soluble in oil (or other fluids) and / or gases in the formation. In some embodiments, a sulfur-containing compound or a sulfur-containing compound mixed with other components may be insoluble in oil and / or gas in the formation. In some embodiments, the sulfur-containing compound can be heated prior to injection into the formation to reduce the viscosity of the fluids in the formation, for example, heavy oils, paraffins, asphaltenes, etc.
В некоторых вариантах осуществления изобретения серосодержащее соединение с помощью нагретой жидкости или нагревательного устройства может быть нагрето и/или доведено до кипения во время его нахождения внутри пласта для снижения вязкости жидкостей в пласте. В некоторых вариантах осуществления изобретения могут использоваться нагретая вода и/или пар для нагревания и/или испарения серосодержащего соединения в пласте. Как вариант, пар или горячая вода, используемые в качестве теплоносителя для нагревания серосодержащего соединения, могут быть заменены жидкостью неводной природы, например, тяжелым ароматическим растворителем, который может обладать собственным растворяющим действием на углеводороды нефтеносного пласта.In some embodiments of the invention, the sulfur-containing compound can be heated and / or brought to a boil while it is inside the formation using a heated fluid or heating device to reduce the viscosity of the fluids in the formation. In some embodiments, heated water and / or steam may be used to heat and / or vaporize the sulfur-containing compound in the formation. Alternatively, steam or hot water used as a heat carrier for heating a sulfur-containing compound can be replaced by a non-aqueous liquid, for example, a heavy aromatic solvent, which may have its own dissolving effect on hydrocarbons in the oil reservoir.
В некоторых вариантах осуществления изобретения в дополнение к закачке в пласт серосодержащего соединения в пласт также могут вводиться один или несколько катализаторов (например, в виде жидкой массы или суспензии), кислород или кислородосодержащий газ и один или несколько углеводородов. Подходящие катализаторы, газы и углеводороды, которые могут применяться при проведении реакций внутри пласта, описаны ниже в отношении этапа 2.In some embodiments, in addition to injecting a sulfur-containing compound into the formation, one or more catalysts (for example, in the form of a liquid mass or suspension), oxygen or an oxygen-containing gas, and one or more hydrocarbons can also be introduced into the formation. Suitable catalysts, gases, and hydrocarbons that may be used in the reactions within the formation are described below with respect to
На этапе 2 преобразование по меньшей мере части серосодержащего соединения в сероуглерод и/или сероокись углерода может быть осуществлено любым известным способом. Подходящие способы могут включать реакцию окисления серосодержащего соединения с образованием серы и/или диоксида серы и образование сероуглерода при реакции серы и/или диоксида серы с углеродом и/или углеродосодержащим соединением. Выбор способа, применяемого для преобразования по меньшей мере части серосодержащего соединения в сероуглерод, критическим не является.In
В некоторых вариантах осуществления изобретения сероуглерод и/или сероокись углерода может включать сероуглерод, сероокись углерода и/или производные сероуглерода, например, тиокарбонаты, ксантогенаты и их смеси. Возможно использование одного или нескольких из следующих веществ: сероводород, сера, диоксид углерода, углеводороды и их смеси.In some embodiments, carbon disulfide and / or carbon disulphide may include carbon disulphide, carbon disulphide and / or carbon disulfide derivatives, for example, thiocarbonates, xanthates and mixtures thereof. You can use one or more of the following substances: hydrogen sulfide, sulfur, carbon dioxide, hydrocarbons and mixtures thereof.
В некоторых вариантах осуществления изобретения под сероуглеродом понимается соединение, в котором мольное отношение содержания сероуглерода к содержанию сероокиси углерода превышает примерно 1.In some embodiments of the invention, carbon disulfide is understood to mean a compound in which the molar ratio of carbon disulfide to carbon sulfide content exceeds about 1.
В некоторых вариантах осуществления изобретения под сероокисью углерода понимается соединение, в котором мольное отношение содержания сероуглерода к содержанию сероокиси углерода не превышает примерно 1.In some embodiments, carbon monoxide is understood to mean a compound in which the molar ratio of carbon disulfide to carbon sulfide does not exceed about 1.
В некоторых вариантах осуществления изобретения сероуглерод и сероокись углерода, такие как определены выше, могут быть взаимозаменяемыми. Например, там, где ниже описаны получение, хранение и/или применение сероуглерода, сероуглерод может быть заменен сероокисью углерода.In some embodiments, carbon disulfide and carbon disulphide, as defined above, may be used interchangeably. For example, where the preparation, storage and / or use of carbon disulfide is described below, carbon disulfide may be replaced by carbon monoxide.
В некоторых вариантах осуществления изобретения при получении сероуглерода и/или сероокиси углерода подвод серосодержащего соединения может осуществляться, например, непосредственной закачкой в пласт.In some embodiments of the invention, upon receipt of carbon disulfide and / or carbon sulfide, the sulfur-containing compound may be supplied, for example, by direct injection into the formation.
В некоторых вариантах осуществления изобретения, как это описано далее, серосодержащее соединение может быть преобразовано в диоксид серы и/или серу реакцией окисления, например, способом Клауса, каталитической реакцией избирательного окисления или реакцией с металлом.In some embodiments of the invention, as described below, the sulfur-containing compound can be converted into sulfur dioxide and / or sulfur by an oxidation reaction, for example, by the Claus method, a catalytic selective oxidation reaction, or a reaction with a metal.
В некоторых вариантах осуществления изобретения реакция окисления может включать взаимодействие в реакционной зоне серосодержащего соединения с кислородосодержащим газом с целью получения среди других компонентов диоксида серы и/или серы.In some embodiments of the invention, the oxidation reaction may include reacting a sulfur-containing compound with an oxygen-containing gas in the reaction zone to produce, among other components, sulfur dioxide and / or sulfur.
В некоторых вариантах осуществления изобретения кислородосодержащий газ может быть кислородом, воздухом или воздухом, обогащенным или обедненным кислородом.In some embodiments, the oxygen-containing gas may be oxygen, air, or oxygen enriched or depleted air.
В некоторых вариантах осуществления изобретения серосодержащее соединение может быть подвергнуто окислению в присутствии катализатора. Подходящие катализаторы могут присутствовать внутри пласта или являться его частью, включая минеральные соединения таких элементов, как алюминий, сурьма, барий, висмут, кальций, церий, хром, кобальт, медь, галлий, германий, гафний, иридий, железо, лантан, свинец, магний, марганец, молибден, неодим, никель, ниобий, осмий, палладий, платина, празеодим, рений, родий, рутений, самарий, скандий, кремний, серебро, тантал, олово, титан, вольфрам, ванадий, иттрий, цинк, цирконий, включая оксиды, сульфиды или карбиды этих элементов, и/или комбинации или смеси двух или более из вышеприведенных элементов.In some embodiments, the sulfur-containing compound may be oxidized in the presence of a catalyst. Suitable catalysts may be present within or form part of the formation, including mineral compounds of elements such as aluminum, antimony, barium, bismuth, calcium, cerium, chromium, cobalt, copper, gallium, germanium, hafnium, iridium, iron, lanthanum, lead, magnesium, manganese, molybdenum, neodymium, nickel, niobium, osmium, palladium, platinum, praseodymium, rhenium, rhodium, ruthenium, samarium, scandium, silicon, silver, tantalum, tin, titanium, tungsten, vanadium, yttrium, zinc, zirconium, including oxides, sulfides or carbides of these elements, and / or combinations or mixtures two or more of the above items.
В некоторых вариантах осуществления изобретения в пласт могут добавляться подходящие катализаторы или их предшественники. Способ доставки, подходящий для добавления предшественников катализатора в пласт, включает закачивание в пласт флюида, содержащего предшественник катализатора. Предшественник катализатора может быть частью закачиваемого флюида, который является жидкостью, раствором, жидкой массой или газом. Подходящие предшественники катализатора могут содержать такие элементы, как титан, ванадий, хром, марганец, железо, кобальт, никель, медь, цирконий, ниобий, молибден или их смеси. Подходящие газообразные предшественники катализатора могут быть соединениями вышеприведенных элементов, такими как галоидные соединения и карбонилы или их смеси. Подходящие жидкости включают солевые расплавы карбонатов, гидроксидов и/или галогенидов, или их смеси, такие как эвтектические расплавы. Подходящие растворы могут быть водными растворами водорастворимых солей вышеприведенных элементов, таких как нитраты, сульфаты и галогениды.In some embodiments, suitable catalysts or their precursors may be added to the formation. A delivery method suitable for adding catalyst precursors to the formation includes pumping fluid containing the catalyst precursor into the formation. The catalyst precursor may be part of the injected fluid, which is a liquid, solution, liquid mass or gas. Suitable catalyst precursors may contain elements such as titanium, vanadium, chromium, manganese, iron, cobalt, nickel, copper, zirconium, niobium, molybdenum, or mixtures thereof. Suitable gaseous catalyst precursors may be compounds of the above elements, such as halide compounds and carbonyls, or mixtures thereof. Suitable liquids include salt melts of carbonates, hydroxides and / or halides, or mixtures thereof, such as eutectic melts. Suitable solutions may be aqueous solutions of water soluble salts of the above elements, such as nitrates, sulfates and halides.
В некоторых вариантах осуществления изобретения реакция окисления может происходить в пласте в реакционной зоне, имеющей температуру примерно менее 500°С, например, примерно от 150 до 500°С, или примерно от 200 до 300°С, или температуру, превышающую температуру конденсации серы для данных условий, чтобы сера не конденсировалась на катализаторе или в реакционной зоне.In some embodiments, an oxidation reaction may occur in the formation in a reaction zone having a temperature of about less than 500 ° C, for example, about 150 to 500 ° C, or about 200 to 300 ° C, or a temperature higher than the sulfur condensation temperature for these conditions so that sulfur does not condense on the catalyst or in the reaction zone.
В некоторых вариантах осуществления изобретения реакция окисления может происходить в пласте в реакционной зоне, находящейся под давлением примерно от 100 до 1000 кПа, например, примерно от 200 до 500 кПа (абсолютное давление).In some embodiments, the oxidation reaction may occur in the formation in a reaction zone under a pressure of from about 100 to 1000 kPa, for example, from about 200 to 500 kPa (absolute pressure).
В некоторых вариантах осуществления изобретения серосодеражащее соединение может быть преобразовано в серу и/или диоксид серы, причем подходящие для этого способы описаны в документах US 2004/0096381, US 2004/0022721, US 2004/0159583, US 2003/0194366, US 2001/0008619, US 2002/0134706, US 2004/0096381, US 2004/0022721, US 2004/0159583 и US 2001/0008619, которые полностью включены в данное описание посредством ссылки.In some embodiments, the sulfur-containing compound may be converted to sulfur and / or sulfur dioxide, and suitable methods are described in US 2004/0096381, US 2004/0022721, US 2004/0159583, US 2003/0194366, US 2001/0008619 US 2002/0134706, US 2004/0096381, US 2004/0022721, US 2004/0159583 and US 2001/0008619, which are fully incorporated into this description by reference.
Сероокись углерода или сероуглерод могут быть получены в реакционной зоне в пласте при взаимодействии серы и/или диоксида серы с углеродом или углеродосодержащим соединением.Carbon sulfide or carbon disulfide can be obtained in the reaction zone in the formation by reacting sulfur and / or sulfur dioxide with a carbon or carbon-containing compound.
В некоторых вариантах осуществления изобретения углеродосодержащее соединение содержит углерод в любой форме, например, в виде графита, угля, активированного угля, монооксида углерода, углеводородов, например, природного газа, метана, этана, пропана или более тяжелых углеводородов, таких как тяжелая нефть, гудрон, гудронный песок, сланцы, асфальтены и/или битум.In some embodiments, the carbon-containing compound contains carbon in any form, for example, in the form of graphite, coal, activated carbon, carbon monoxide, hydrocarbons, for example, natural gas, methane, ethane, propane or heavier hydrocarbons, such as heavy oil, tar , tar sand, slates, asphaltenes and / or bitumen.
В некоторых вариантах осуществления изобретения сера и/или диоксид серы могут быть соединены с углеродосодержащим соединением при температурах примерно от 500 до 900°С, например, примерно от 550 до 700°С. В некоторых вариантах осуществления изобретения сера и/или диоксид серы могут быть соединены с углеродосодержащим соединением при давлении примерно от 100 до 500 кПа.In some embodiments, sulfur and / or sulfur dioxide may be coupled to the carbon-containing compound at temperatures from about 500 to 900 ° C, for example, from about 550 to 700 ° C. In some embodiments, sulfur and / or sulfur dioxide may be coupled to the carbonaceous compound at a pressure of about 100 to 500 kPa.
В некоторых вариантах осуществления изобретения сера и/или диоксид серы могут быть соединены с углеродосодержащим соединением в присутствии катализатора. Подходящие катализаторы включают алюмосиликатные катализаторы, например, такие, которые содержат от 2 до 10% по массе кремнезема, силикагеля, боксита, активированного оксида алюминия и в общем случае глины тех типов, которые являются эффективными в удалении обусловливающих цветность веществ и смолообразующих веществ из нефтяных масел. Катализаторы могут дополнительно содержать одно или несколько веществ из ванадия, ниобия, тантала, хрома, молибдена, вольфрама, марганца, технеция, рения, железа, рутения, осмия, кобальта, родия, иридия, никеля, палладия и/или платины в их элементарной форме, в виде соединений металлов или в виде оксидов и сульфидов. Например, в качестве ускорителей могут быть применены оксиды и сульфиды железа, ванадия, хрома, молибдена и марганца в комбинации с катализаторами на силикагеле, фуллеровой земле и/или активированном оксиде алюминия.In some embodiments, sulfur and / or sulfur dioxide may be coupled to the carbon-containing compound in the presence of a catalyst. Suitable catalysts include aluminosilicate catalysts, for example, those containing from 2 to 10% by weight of silica, silica gel, bauxite, activated alumina and, in general, clays of types that are effective in removing color-causing substances and gum-forming substances from petroleum oils . The catalysts may additionally contain one or more substances from vanadium, niobium, tantalum, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium, rhenium, iron, ruthenium, osmium, cobalt, rhodium, iridium, nickel, palladium and / or platinum in their elemental form , in the form of metal compounds or in the form of oxides and sulfides. For example, iron, vanadium, chromium, molybdenum and manganese oxides and sulfides can be used as accelerators in combination with silica gel, fuller earth and / or activated alumina catalysts.
В некоторых вариантах осуществления изобретения сероуглерод может быть получен при взаимодействии углерода с серой. Углерод может быть получен из углеводородов внутри пласта, таких как природный газ, сырая нефть, тяжелая нефть, сланец, гудронные пески, гудрон, асфальт, битум и/или другие углеводороды внутри пласта. Сера может взаимодействовать с углеродом для получения сероуглерода, причем для этой реакции сера может применяться, например, в жидком или парообразном виде.In some embodiments, carbon disulfide may be produced by reacting carbon with sulfur. Carbon can be produced from hydrocarbons within the formation, such as natural gas, crude oil, heavy oil, shale, tar sands, tar, asphalt, bitumen and / or other hydrocarbons within the formation. Sulfur can interact with carbon to produce carbon disulfide, moreover, for this reaction, sulfur can be used, for example, in liquid or vapor form.
В некоторых вариантах осуществления изобретения сера и/или диоксид серы и углеродосодержащее соединение могут быть преобразованы в сероуглерод, причем пригодные для этого способы описаны в документах US 4963340, US 2636810, US 3927185, US 4057613 и US 4822938 и US 2004/0146450, которые полностью включены в данное описание посредством ссылки.In some embodiments of the invention, sulfur and / or sulfur dioxide and a carbon-containing compound can be converted to carbon disulfide, and suitable methods are described in documents US 4963340, US 2636810, US 3927185, US 4057613 and US 4822938 and US 2004/0146450, which are fully incorporated herein by reference.
Один из подходящих способов преобразования жидкой серы и углеводорода в сероуглерод в отсутствие кислорода описан в документе WO 2007/131976, который полностью включен в данное описание посредством ссылки.One suitable method for converting liquid sulfur and a hydrocarbon to carbon disulfide in the absence of oxygen is described in WO 2007/131976, which is incorporated herein by reference in its entirety.
Другой подходящий способ преобразования жидкой серы и углеводорода в сероуглерод в присутствии кислорода описан в документе WO 2007/131977, который полностью включен в данное описание посредством ссылки.Another suitable method for converting liquid sulfur and hydrocarbon to carbon disulfide in the presence of oxygen is described in WO 2007/131977, which is incorporated herein by reference in its entirety.
Другие подходящие способы преобразования серосодержащего соединения в сероуглерод и/или сероокись углерода описаны в следующих документах:Other suitable methods for converting a sulfur-containing compound into carbon disulfide and / or carbon sulfide are described in the following documents:
US 2006/0254769. US 61/031832, US 61/024 694; WO 2007/131976; WO 2008/003732; WO 2007/131977 и WO EP 2007/059746, которые полностью включены в данное описание посредством ссылки.US2006 / 0254769. US 61/031832, US 61/024 694; WO 2007/131976; WO 2008/003732; WO 2007/131977 and WO EP 2007/059746, which are fully incorporated into this description by reference.
Как рассматривалось выше, вступающие в реакцию реагенты и/или катализаторы для преобразования серосодержащего соединения в сероуглерод и/или сероокись углерода могут использоваться в осуществляемых на поверхности процессах, или обнаруживаться внутри пласта, или закачиваться в пласт.As discussed above, reactive reagents and / or catalysts for converting a sulfur-containing compound into carbon disulfide and / or carbon sulfide can be used in surface processes, or can be detected within the formation, or injected into the formation.
На этапе 3 сероуглерод и/или сероокись углерода могут быть получены с помощью технологического процесса, осуществляемого на поверхности, и/или произведены внутри пласта. Сероуглерод и/или сероокись углерода могут затем применяться для повышения нефтеотдачи пласта, например, как это описано в документе US 2006/0254769, который полностью включен в настоящее описание посредством ссылки. Смесь нефти и сероуглерода может быть извлечена на поверхность, при этом отделяют сероуглерод, который может быть повторно закачан в данный или другой пласт. При осуществлении способа повышения нефтеотдачи внутри пласта появляется объем сероуглерода. Сероуглерод может быть отделен от нефти, при этом нефть подается на поверхность, а сероуглерод преобразуется в другое серосодержащее соединение.In
Отделение нефти и/или газа от сероуглерода и/или сероокиси углерода может быть осуществлено любым известным способом. Подходящие способы включают выпаривание сероуглерода и/или сероокиси углерода при увеличении температуры нефтяной смеси. В результате этого температура планируемой для добычи нефти повышается, увеличивается ее текучесть и снижается вязкость. Температура смеси может быть поднята закачиванием пара или горячей воды, применением местных нагревательных устройств или закачиванием других горячих материалов в жидком или газообразном состоянии.The separation of oil and / or gas from carbon disulfide and / or carbon sulfide can be carried out by any known method. Suitable methods include evaporating carbon disulfide and / or carbon disulfide while increasing the temperature of the oil mixture. As a result of this, the temperature of oil planned for oil production rises, its fluidity increases, and viscosity decreases. The temperature of the mixture can be raised by injecting steam or hot water, using local heating devices, or pumping other hot materials in a liquid or gaseous state.
Другой подходящий способ разделения нефтяной смеси состоит в гидролизе сероокиси углерода и/или сероуглерода. Это может быть осуществлено закачиванием пара и/или горячей воды с приведением их в контакт с нефтяной смесью. В результате этого температура нефти повышается, увеличивается ее текучесть и снижается вязкость. В некоторых вариантах осуществления изобретения пар и/или горячая вода могут иметь основной или щелочной характер в результате добавления к воде или пару, например, аминов, или аммиака, или других оснований.Another suitable method for separating the oil mixture is the hydrolysis of carbon dioxide and / or carbon disulfide. This can be done by injecting steam and / or hot water into contact with the oil mixture. As a result of this, the temperature of the oil rises, its fluidity increases and the viscosity decreases. In some embodiments, the steam and / or hot water may be basic or alkaline in nature by adding to the water or steam, for example, amines, or ammonia, or other bases.
Другой подходящий способ разделения нефтяной смеси состоит в окислении сероокиси углерода и/или сероуглерода. Это может быть осуществлено закачиванием: кислорода, воздуха или других кислородосодержащих газов с приведением их в контакт с нефтяной смесью. В результате этого температура нефти повышается, увеличивается ее текучесть и снижается вязкость.Another suitable method for separating an oil mixture is to oxidize carbon dioxide and / or carbon disulfide. This can be accomplished by pumping: oxygen, air or other oxygen-containing gases, bringing them into contact with the oil mixture. As a result of this, the temperature of the oil rises, its fluidity increases and the viscosity decreases.
Еще одним подходящим способом разделения нефтяной смеси является десорбция сероуглерода и/или сероокиси углерода из нефти. Это может быть осуществлено закачиванием азота или других подходящих поглотительных газов или жидкостей с приведением их в контакт с нефтяной смесью. Это ведет к получению нефти, пригодной для добычи.Another suitable method for separating the oil mixture is the desorption of carbon disulfide and / or carbon sulfide from oil. This can be accomplished by pumping nitrogen or other suitable absorption gases or liquids into contact with the oil mixture. This leads to the production of oil suitable for production.
Извлечение нефти и/или газа из подземного пласта может быть осуществлено любым известным способом. Подходящие способы включают подводную: добычу, наземную добычу, добычу первичными, вторичными или третичными методами. Выбор способа, используемого для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, критическим не является.The extraction of oil and / or gas from the underground reservoir can be carried out in any known manner. Suitable methods include subsea: mining, surface mining, primary, secondary or tertiary mining. The selection of the method used to extract oil and / or gas from the subterranean formation is not critical.
В одном из вариантов осуществления изобретения нефть и/или газ могут быть извлечены из пласта в скважину и перекачаны через скважину и трубопровод к промысловым сооружениям и оборудованию. В некоторых вариантах осуществления изобретения для увеличения потока нефти и/или газа из пласта может использоваться повышение нефтеотдачи с применением таких веществ, как, например, пар, вода, сурфактант, полимерное заводнение и/или способствующее смешиванию вещество, такое как сероуглерод.In one embodiment of the invention, oil and / or gas can be recovered from the formation into the well and pumped through the well and pipeline to field facilities and equipment. In some embodiments, enhanced oil recovery may be used to increase the flow of oil and / or gas from the formation using substances such as steam, water, surfactant, polymer flooding, and / or a mixing aid such as carbon disulfide.
Весь присутствующий в пласте сероуглерод и/или сероокись углерода во время его нахождения внутри пласта может быть преобразован в другое соединение любым подходящим способом. Выбор способа для преобразования сероуглерода и/или сероокиси углерода критическим не является. Подходящие описанные ниже способы преобразования сероуглерода и/или сероокиси углерода включают образование сероводорода и окисление.All carbon disulfide and / or carbon sulfide present in the formation while it is within the formation can be converted to another compound by any suitable method. The selection of a method for converting carbon disulfide and / or carbon disulphide is not critical. Suitable methods for converting carbon disulfide and / or carbon disulphide described below include hydrogen sulfide formation and oxidation.
Далее описано образование сероводорода.The following describes the formation of hydrogen sulfide.
В одном примере смешиваемый растворитель может включать сероокись углерода и/или сероуглерод. Сероуглерод может быть подвергнут гидролизу внутри пласта с образованием сероводорода и/или сероокиси углерода, например, при реакции с водой и/или паром. Для катализирования реакции преобразования сероуглерода в сероводород в пласт могут вводиться один или несколько катализаторов, таких как оксид алюминия и/или двуокись титана, например, в виде раствора, в порошкообразной форме или в виде суспензии в воде или в других жидкостях.In one example, a miscible solvent may include carbon sulfide and / or carbon disulfide. Carbon disulphide can be hydrolyzed within the formation to form hydrogen sulfide and / or carbon sulfide, for example, by reaction with water and / or steam. To catalyze the reaction of converting carbon disulfide into hydrogen sulfide, one or more catalysts, such as alumina and / or titanium dioxide, can be introduced, for example, in the form of a solution, in powder form or as a suspension in water or other liquids.
Сероуглерод может быть подвергнут гидролизу с образованием сероводорода и/или сероокиси углерода с помощью любой реакции или устройства. Выбор реакции или устройства критическим не является. В одном из подходящих устройств, с помощью которого сероуглерод подвергается гидролизу с образованием сероводорода, реализуется известная реакция:Carbon disulphide can be hydrolyzed to form hydrogen sulfide and / or carbon sulfide using any reaction or device. Choosing a reaction or device is not critical. In one suitable device, by which a carbon disulfide is hydrolyzed to form hydrogen sulfide, a known reaction is realized:
Далее сероуглерод может быть подвергнут гидролизу внутри пласта с образованием диоксида углерода и сероводорода, например, при реакции с водой или паром.Further, the carbon disulfide can be hydrolyzed inside the formation with the formation of carbon dioxide and hydrogen sulfide, for example, by reaction with water or steam.
Сероокись углерода может быть подвергнута гидролизу с образованием сероводорода и диоксида углерода посредством любой реакции или устройства. Выбор реакции или устройства критическим не является. В одном из подходящих устройств, с помощью которого сероокись углерода подвергается гидролизу с образованием сероводорода, реализуется известная реакция:Carbon sulfide can be hydrolyzed to form hydrogen sulfide and carbon dioxide by any reaction or device. Choosing a reaction or device is not critical. In one suitable device, by which carbon sulfide is hydrolyzed to form hydrogen sulfide, a known reaction is realized:
Сероводород может быть затем извлечен из одной или нескольких скважин. Для извлечения сероводорода из пласта с целью содействия извлечению сероводорода из скважины, в пласт могут вводиться вода, воздух, диоксид углерода или одна или несколько других жидкостей или газов, или восстанавливающих состояние среды веществ.Hydrogen sulfide can then be recovered from one or more wells. To remove hydrogen sulfide from the formation in order to facilitate the extraction of hydrogen sulfide from the well, water, air, carbon dioxide or one or more other liquids or gases, or substances that restore the state of the environment, can be introduced into the formation.
Далее описаны реакции окисления.The following describes the oxidation reactions.
В одном примере смешиваемый растворитель может включать спирт и/или углеводород, такой как природный газ, пропан, бутан и/или пентан. Смешиваемый растворитель может быстро окисляться на месте внутри пласта, давая в основном воду и диоксид углерода, посредством подведения, например, кислорода, пара, пероксидов и/или теплоты.In one example, a miscible solvent may include alcohol and / or a hydrocarbon such as natural gas, propane, butane and / or pentane. The miscible solvent can be rapidly oxidized in situ within the formation, giving mainly water and carbon dioxide by adding, for example, oxygen, steam, peroxides and / or heat.
В другом примере смешиваемый растворитель может включать сероуглерод. Сероуглерод может сгорать или окисляться внутри пласта с образованием диоксида серы и/или диоксида углерода, например, путем добавления кислорода, пероксидов и/или теплоты.In another example, a miscible solvent may include carbon disulfide. Carbon disulphide may be burned or oxidized within the formation to form sulfur dioxide and / or carbon dioxide, for example, by adding oxygen, peroxides and / or heat.
Сероуглерод может быть окислен с помощью любой реакции или устройства.Carbon disulfide may be oxidized by any reaction or device.
Выбор реакции или устройства критическим не является. В одном из подходящих устройств, с помощью которого сероуглерод окисляется с образованием диоксида серы, реализуется известная реакция:Choosing a reaction or device is not critical. In one suitable device by which carbon disulfide is oxidized to form sulfur dioxide, a known reaction is realized:
Диоксид серы затем может быть извлечен через одну или несколько скважин, или может быть оставлен на месте внутри пласта. Чтобы извлечь диоксид серы из пласта с целью содействия извлечению диоксида серы из скважины, в пласт могут вводиться вода, воздух, диоксид углерода или одна или несколько других жидкостей или газов, или восстанавливающих состояние среды веществ.Sulfur dioxide can then be recovered through one or more wells, or can be left in place within the formation. In order to remove sulfur dioxide from the formation in order to facilitate the recovery of sulfur dioxide from the well, water, air, carbon dioxide or one or more other liquids or gases or substances that restore the state of the environment can be introduced into the formation.
На фиг.3A показана система 200 согласно единому из вариантов осуществления изобретения. Система 200 содержит подземные пласты 202, 204, 206 и 208. На поверхности расположены оборудование и устройства 210 для ведения добычи. Скважина 212 пересекает пласты 202 и 204 и имеет отверстия в пласте 206. Участки 214 пласта 206 могут быть раздроблены и/или пробурены. Нефть и газ из пласта 206 поступают на участки 214, в скважину 212 и направляются к оборудованию и устройствам 210 для добычи. Затем на оборудовании и устройствах для ведения добычи газ может быть отделен и направлен на переработку 216, а жидкость отправлена в хранилище 218 для жидкостей. Оборудование и устройства для ведения добычи также содержат хранилище 230 для сероуглерода. Сероуглерод, сероводород и/или другие серосодержащие соединения, извлекаемые из скважины 212, могут быть направлены на производство 230 сероуглерода. Серосодержащее соединение закачивается в скважину 212, что показано направленной вниз стрелкой, и нагнетается в пласт 206, преобразуется в сероуглерод и затем отделяется, а полученные нефть и газ через скважину 212 направляются обратно к оборудованию и устройствам 210 для ведения добычи.3A shows a
На фиг.3B и 3C показана система 200 согласно другим вариантам осуществления изобретения. Система 200 содержит подземные пласты 202, 204, 206 и 208. На поверхности расположено оборудование и устройства 210 для ведения добычи. Скважина 212 пересекает пласты 202 и 204 и имеет отверстия в пласте 206. Участки 214 пласта 206 могут быть раздроблены и/или пробурены. В ходе первичной разработки нефть и газ из пласта 206 поступают на участки 214, в скважину 212 и направляются к оборудованию и устройствам 210 для добычи. Затем на оборудовании и устройствах для ведения добычи газ отделяется и направляется на переработку 216, а жидкость отправляется в хранилище 218 для жидкостей. Оборудование и устройства для ведения добычи также содержат хранилище 230 для сероуглерода. Сероуглерод, сероводород и/или другие серосодержащие соединения могут быть отделены от нефти и/или газа внутри пласта до поступления нефти и/или газа в скважину 212 или же после того, как нефть и/или газ поступают в скважину 212 и к находящимся на поверхности оборудованию и устройствам для ведения добычи. Как показано на фиг.3B, серосодержащее соединение, другие жидкости, газы и/или катализаторы могут закачиваться в скважину 212, что показано направленной вниз стрелкой, и нагнетаться в пласт 206. Серосодержащее соединение может быть оставлено для впитывания в пласт на время примерно от 1 часа до 15 дней, например, примерно от 5 до 50 часов, чтобы она могла прореагировать с углеводородами для образования смешивающегося с нефтью серосодержащего соединения.3B and 3C show a
В некоторых вариантах осуществления изобретения серосодержащее соединение может закачиваться в пласт 206 под давлением, превышающим давление гидроразрыва пласта и составляющим, например, от 120% до 200% величины давления гидроразрыва пласта.In some embodiments of the invention, the sulfur-containing compound may be injected into the
Серосодержащее соединение может быть закачано в пласт 206 при температуре примерно от 200 до 1000°С, например, примерно от 400 до 800°С или примерно от 500 до 700°С.The sulfur-containing compound can be injected into the
Серосодержащее соединение может закачиваться в пласт 206 под давлением примерно от 2 до 200 бар, например, примерно от 3 до 100 бар или примерно от 5 до 50 бар.The sulfur-containing compound may be injected into the
На фиг.3D показана система 300 согласно еще одному варианту осуществления изобретения. Система 300 содержит подземные пласты 302, 304, 306 и 308. На поверхности расположено оборудование и устройства 310 для ведения добычи. Скважина 312 пересекает пласты 302 и 304 и имеет отверстия в пласте 306. Участки 314 пласта 306 могут быть раздроблены и/или пробурены. Добываемые из пласта 306 нефть и газ поступают на участки 314 и направляются вверх по скважине 312 к оборудованию и устройствам 310 для добычи. Газ и жидкость могут разделяться, и газ может быть направлен в газохранилище 316, а жидкость отправлена в хранилище 318 для жидкостей. Оборудование и устройства 310 для ведения добычи способны хранить и/или производить сероуглерод, который может быть получен и запасен при производстве 330 сероуглерода. Сероуглерод, сероводород и/или другие серосодержащие соединения могут быть отделены от нефти и/или газа до поступления нефти и/или газа в скважину 312 и к находящимся на поверхности устройствам и оборудованию для ведения добычи. Сероуглерод может быть также повторно введен обратно в данный пласт или в другой пласт.3D illustrates a
Сероуглерод и/или сероокись углерода и возможно другие жидкости, газы и/или катализаторы могут закачиваться через скважину 332 к участкам 334 пласта 306. Сероуглерод и/или сероокись углерода перемещается через пласт 306 и вступает в реакцию с одним или несколькими углеводородами для получения смешиваемой смеси нефти с сероуглеродом и/или сероокисью углерода, которая способствует добыче нефти и газа, после чего смесь может быть направлена к скважине 312, а также к оборудованию и устройствам 310 для добычи, а затем сероуглерод и нефть и/или газ могут быть разделены. Затем сероуглерод может быть повторно закачан обратно в данный пласт или в другой разрабатываемый пласт.Carbon disulfide and / or carbon disulphide and possibly other fluids, gases and / or catalysts can be pumped through well 332 to
В некоторых вариантах осуществления изобретения сероуглерод или сероуглерод, смешанный с другими компонентами, может быть смешан с нефтью и/или газом в пласте 306 для образования способной к смешиванию смеси. Смесь может быть затем направлена в скважину 312, после чего разделена.In some embodiments, a carbon disulfide or carbon disulfide mixed with other components may be mixed with oil and / or gas in the
В некоторых вариантах осуществления изобретения сероуглерод или сероуглерод, смешанный с другими компонентами, могут не смешиваться с нефтью и/или газом в пласте 306, чтобы сероуглерод или сероуглерод, смешанный с другими компонентами, продвигался через пласт 306 в качестве поршня, проталкивающего нефть и/или газ к скважине 312. В некоторых вариантах осуществления изобретения в скважину 332 может быть закачано некоторое количество сероуглерода или сероуглерода, смешанного с другими компонентами, сопровождаемое другим компонентом для проталкивания сероуглерода или сероуглерода, смешанного с другими компонентами, через пласт 306, например, воздухом; водой в газообразной или жидкой форме; водой, смешанной с одной или несколькими солями, полимерами и/или сурфактантами; диоксидом углерода; другими газами; другими жидкостями и/или их смесями.In some embodiments, a carbon disulfide or carbon disulfide mixed with other components may not mix with oil and / or gas in the
На фиг.3E показана система, изображенная на фиг.3D, при осуществлении способа повышения нефтеотдачи. Внутри подземного пласта 302 имеется объем сероуглерода, смешанного с нефтью и/или газом. Система 300 может использоваться для разделения и/или преобразования сероуглерода внутри подземного пласта 302.On fige shows the system depicted in fig.3D, when implementing the method of enhancing oil recovery. Inside the
Система 300 содержит подземные пласты 302, 304, 306 и 308. На поверхности расположены оборудование и устройства 310 для ведения добычи. Скважина 312 пересекает пласты 302 и 304 и имеет отверстия в пласте 306. Участки 314 пласта 306 могут быть раздроблены и/или пробурены.
Как показано стрелками, в скважину 332 и в пласт 306 может быть введено сепарирующее вещество. Сепарирующее вещество также может быть введено в участок 332 скважины и из нижней части участка 332 скважины закачано в пласт 306, как показано стрелками. Как отмечено выше, сепарирующее вещество может способствовать отделению нефти и/или газа от сероуглерода, и/или повышению температуры и текучести нефти. Подходящие сепарирующие вещества включают пар, воду, воздух, кислородосодержащие газы, азот, амины и другие известные жидкости и газы, применимые для разделения смесей из нефти и сероуглерода.As indicated by arrows, a separating agent may be introduced into the well 332 and into the
После закачивания сепарирующего вещества в течение некоторого периода времени отделенная нефть и/или газ 344 могут быть направлены к участку 312 скважины, как показано стрелками, например, в точке скважины, находящейся выше места введения сепарирующего вещества. Помимо этого, сероуглерод, сепарирующее вещество, подвергнутый преобразованию сероуглерод и/или их смесь может образовывать слой 342 более низкой плотности над нефтью и/или газом 344. Слой 342 может использоваться для направления нефти и/или газа 344 к участку 312 скважины.After pumping the separating material for a period of time, the separated oil and / or
После извлечения нефти и/или газа 344 слой 342 может быть извлечен через участок 312 скважины или оставлен в пласте 306.After oil and / or
В некоторых вариантах осуществления изобретения в течение первого интервала времени скважина 312 может использоваться для закачки сепарирующего вещества, а затем на протяжении второго интервала времени скважина 312 может использоваться для добычи нефти и/или газа. В некоторых вариантах осуществления изобретения, как вариант, скважина 312 может использоваться в циклическом режиме между закачиванием сепарирующего вещества и извлечением нефти и/или газа, например, количество циклов может составлять примерно от 2 до 100 или, например, от 5 до 10.In some embodiments of the invention, during the first time interval, well 312 can be used to pump the separating material, and then during the second time interval, well 312 can be used to produce oil and / or gas. In some embodiments of the invention, as an option, well 312 may be used in a cyclic mode between pumping a separating agent and recovering oil and / or gas, for example, the number of cycles may be from about 2 to 100, or, for example, from 5 to 10.
На фиг.4 показано получение 430 сероуглерода согласно одному из вариантов осуществления изобретения. На вход для получения 430 сероуглерода подается сероводород и/или другие серосодержащие соединения. Сероводород может быть преобразован в диоксид серы реакцией 432 окисления. Сероводород и диоксид серы могут быть преобразованы в серу на этапе 434. Для получения сероуглерода на этапе 436 сера может быть соединена с углеродосодержащим соединением. На выходе могут быть сероуглерод и сероводород, полученные на этапе 436. Продуктом этапа 430 производства сероуглерода могут быть сероуглерод и/или смесь, содержащая сероуглерод.Figure 4 shows the production of 430 carbon disulfide according to one embodiment of the invention. At the entrance to obtain 430 carbon disulfide is served hydrogen sulfide and / or other sulfur-containing compounds. Hydrogen sulfide can be converted to sulfur dioxide by
Далее описаны альтернативные варианты осуществления изобретения.The following describes alternative embodiments of the invention.
В некоторых вариантах осуществления изобретения могут растворяться в воде получаемые из сероуглерода соли, при этом образующийся раствор закачивается в пласты 206 и/или 306. Растворенные сероуглероды могут разлагаться, приводя к образованию в пластах 206 и/или 306 сероуглерода. В некоторых вариантах осуществления изобретения добываемые из скважин 212 и/или 312 газ и жидкость могут быть подвергнуты разделению, например, с помощью сепараторного устройства или на центрифуге, или другими известными способами. Часть газа может быть направлена на производство 230 и/или 330 сероуглерода.In some embodiments, salts derived from carbon disulfide can be dissolved in water, and the resulting solution is pumped into
В некоторых вариантах осуществления изобретения все компоненты системы 200 и/или системы 300 могут находиться в пределах около 10 км друг от друга, например, около 5, 3 или 1 км.In some embodiments, all components of the
В некоторых вариантах осуществления изобретения нефть и/или газ, добытые из скважин 212 и/или 312, могут транспортироваться к установкам подготовки нефти и/или к нефтеперерабатывающим установкам. Нефть и/или газ могут быть подвергнуты переработке для получения товарных продуктов, таких как транспортные топлива, например, бензин и дизельное топливо, горючее для отопительных целей, смазочные вещества, химические вещества и/или полимеры. Переработка может включать дистилляцию и/или фракционную перегонку нефти и/или газа для получения одной или нескольких фракций дистиллята. В некоторых вариантах осуществления изобретения нефть и/или газ, и/или одна или несколько фракций дистиллята могут быть подвергнуты обработке одним или несколькими из следующих способов: каталитический крекинг, гидрокрекинг, гидроочистка, коксование, термический крекинг, дистилляция, риформинг, полимеризация, изомеризация, алкилирование, смешивание и депарафинизация.In some embodiments, oil and / or gas produced from
Следует отметить, что любой из вариантов завершения этапа 1 может объединяться с любым вариантом завершения этапа 2, который может объединяться с любым вариантом завершения этапа 3.It should be noted that any of the options for completing
Выбор способа завершения любого из этапов 1-3 критическим не является. Далее описаны иллюстративные варианты осуществления изобретения. Система для добычи нефти и/или газа согласно изобретению содержит пласт, содержащий смесь нефти и/или газа и сероуглерода и/или сероокиси углерода, и устройство для ввода в пласт сепарирующего вещества для отделения нефти и/или газа от сероуглерода и/или сероокиси углерода. В некоторых вариантах осуществления изобретения система также содержит устройство для извлечения нефти и/или газа из пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения устройство для извлечения содержит скважину в подземном пласте, а также оборудование и устройства для добычи, расположенные в надземной части скважины. В некоторых вариантах осуществления изобретения устройство для извлечения содержит первую скважину, пробуренную в подземном пласте для добычи нефти и/или газа, а также оборудование и устройства для добычи, расположенные в надземной части скважины, а устройство для ввода сепарирующего вещества содержит вторую скважину в подземном пласте для ввода в пласт сепарирующего вещества. В некоторых вариантах осуществления изобретения устройство для извлечения содержит первую скважину, пробуренную в подземном пласте, для добычи нефти и/или газа, а также оборудование и устройства для добычи, расположенные в надземной части скважины, а устройство для ввода сепарирующего вещества содержит первую скважину в подземном пласте для ввода в пласт сепарирующего вещества. В некоторых вариантах осуществления изобретения первая скважина содержит первый участок для извлечения нефти и/или газа и второй участок для ввода сепарирующего вещества. В некоторых вариантах осуществления изобретения в течение первого интервала времени первая скважина используется для ввода сепарирующего вещества, а затем в течение второго интервала времени используется для извлечения нефти и/или газа. В некоторых вариантах осуществления изобретения система также содержит расположенное внутри пласта нагревательное устройство для нагревания сепарирующего вещества и/или нефти и/или газа. В некоторых вариантах осуществления изобретения система также содержит устройство для преобразования внутри пласта сероуглерода и/или сероокиси углерода в другое соединение. В некоторых вариантах осуществления изобретения устройство для преобразования содержит устройство для получения сероводорода и/или устройство для окисления. В некоторых вариантах осуществления изобретения сепарирующее вещество выбирается из группы, состоящей из воздуха, кислорода, кислородосодержащих газов, азота, аминов, пара, воды и их смесей.The selection of a method for completing any of steps 1-3 is not critical. Illustrative embodiments of the invention are described below. The system for extracting oil and / or gas according to the invention comprises a formation containing a mixture of oil and / or gas and carbon disulfide and / or carbon monoxide, and a device for introducing into the formation a separating substance for separating oil and / or gas from carbon disulfide and / or carbon sulfide . In some embodiments, the system also includes a device for extracting oil and / or gas from the formation. In some embodiments, the extraction device comprises a well in a subterranean formation, as well as production equipment and devices located in the aerial part of the well. In some embodiments, the extraction device comprises a first well drilled in an underground formation for oil and / or gas production, as well as production equipment and devices located in the aerial part of the well, and a device for introducing a separating substance comprises a second well in the underground formation for introducing into the reservoir a separating substance. In some embodiments, the extraction device comprises a first well drilled in a subterranean formation for oil and / or gas production, as well as production equipment and devices located in the aerial part of the well, and a device for introducing a separating substance comprises a first well in an underground formation to enter the separating substance into the formation. In some embodiments of the invention, the first well comprises a first portion for recovering oil and / or gas and a second portion for introducing the separating agent. In some embodiments, during the first time interval, the first well is used to introduce the separating agent, and then during the second time interval it is used to recover oil and / or gas. In some embodiments of the invention, the system also comprises a heating device located within the formation for heating the separating agent and / or oil and / or gas. In some embodiments, the system also comprises a device for converting carbon disulfide and / or carbon disulfide into another compound within the formation. In some embodiments, the conversion device comprises a device for producing hydrogen sulfide and / or a device for oxidation. In some embodiments, the separating agent is selected from the group consisting of air, oxygen, oxygen-containing gases, nitrogen, amines, steam, water, and mixtures thereof.
i. Способ добычи нефти и/или газа согласно изобретению включает ввод сепарирующего вещества в пласт, содержащий смесь нефти и/или газа и сероуглерода и/или сероокиси углерода, и отделение нефти и/или газа от сероуглерода и/или сероокиси углерода. В некоторых вариантах осуществления изобретения способ также включает извлечение нефти и/или газа из подземного пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения извлечение осуществляют через первую скважину и ввод сепарирующего вещества осуществляют через эту скважину. В некоторых вариантах осуществления изобретения извлечение осуществляют через первую скважину, а ввод сепарирующего вещества осуществляют через вторую скважину. В некоторых вариантах осуществления изобретения извлечение осуществляют из более высокой точки в пласте, а ввод сепарирующего вещества осуществляют из точки, расположенной в пласте ниже. В некоторых вариантах осуществления изобретения способ также включает нагревание сепарирующего вещества до закачки сепарирующего вещества в пласт или во время его нахождения внутри пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения способ также включает преобразование внутри пласта сероуглерода и/или сероокиси углерода в другое соединение. В некоторых вариантах осуществления изобретения способ также включает преобразование по меньшей мере части извлеченной из пласта нефти и/или газа в вещество, выбранное из группы, состоящей из транспортного топлива, такого как бензин и дизельное топливо, горючего для отопительных целей, смазочных веществ, химических веществ и/или полимеров.i. The method of oil and / or gas production according to the invention includes introducing a separating substance into a formation containing a mixture of oil and / or gas and carbon disulfide and / or carbon disulphide, and separating oil and / or gas from carbon disulphide and / or carbon disulphide. In some embodiments, the method also includes recovering oil and / or gas from the subterranean formation. In some embodiments of the invention, the extraction is carried out through the first well and the input of the separating substance is carried out through this well. In some embodiments of the invention, the extraction is carried out through the first well, and the separation of the substance is carried out through the second well. In some embodiments of the invention, the extraction is carried out from a higher point in the reservoir, and the input of the separating substance is carried out from a point located in the reservoir below. In some embodiments of the invention, the method also includes heating the separating material prior to pumping the separating material into the formation or while it is inside the formation. In some embodiments, the method also includes converting the carbon disulfide and / or carbon monoxide within the formation into another compound. In some embodiments, the method also includes converting at least a portion of the oil and / or gas recovered from the formation into a substance selected from the group consisting of transport fuels, such as gasoline and diesel fuels, heating fuels, lubricants, chemicals and / or polymers.
Специалисту в данной области техники очевидно, что в контексте раскрытых вариантов осуществления изобретения возможно множество модификаций и изменений конфигураций, веществ и способов без отступления от их сущности и объема. Соответственно, объем изобретения и функциональные эквиваленты признаков, содержащихся в формуле изобретения, не следует воспринимать как ограничиваемые конкретными описанными и поясняемыми здесь вариантами осуществления изобретения, поскольку они приведены лишь в качестве примера.It will be apparent to those skilled in the art that, in the context of the disclosed embodiments, many modifications and changes to configurations, substances, and methods are possible without departing from their spirit and scope. Accordingly, the scope of the invention and the functional equivalents of the features contained in the claims are not to be construed as being limited by the specific embodiments described and explained here, as they are given by way of example only.
Claims (17)
пласт, содержащий смесь нефти с сероуглеродом и/или сероокисью углерода;
сепарирующее вещество, состоящее из агента гидролиза, эффективного для гидролиза сероуглерода и/или сероокиси углерода, агента окисления, эффективного для окисления сероуглерода и/или сероокиси углерода, или поглотительного газа, содержащего азот;
скважину для ввода в пласт указанного сепарирующего вещества, предназначенного для отделения нефти от сероуглерода и/или сероокиси углерода путем гидролиза или окисления сероуглерода и/или сероокиси углерода или путем десорбции сероуглерода и/или сероокиси углерода из нефти, и
скважину для добычи отделенной нефти из пласта.1. A system for oil production, containing:
a formation containing a mixture of oil with carbon disulfide and / or carbon monoxide;
a separating substance consisting of a hydrolysis agent effective for the hydrolysis of carbon disulfide and / or carbon disulphide, an oxidizing agent effective for the oxidation of carbon disulphide and / or carbon disulphide, or an absorption gas containing nitrogen;
a well for introducing into the formation said separating substance for separating oil from carbon disulfide and / or carbon disulphide by hydrolysis or oxidation of carbon disulphide and / or carbon disulphide or by desorption of carbon disulphide and / or carbon disulphide from oil, and
well for the extraction of separated oil from the reservoir.
ввод сепарирующего вещества через скважину в пласт, содержащий смесь нефти с сероуглеродом и/или сероокисью углерода, при этом сепарирующее вещество является эффективным для гидролиза сероуглерода и/или сероокиси углерода или для окисления сероуглерода и/или сероокиси углерода или является азотосодержащим газом, эффективным для десорбции сероуглерода и/или сероокиси углерода из нефти;
отделение нефти от сероуглерода и/или сероокиси углерода путем гидролиза или окисления сероуглерода и/или сероокиси углерода или путем десорбции сероуглерода и/или сероокиси углерода из нефти с помощью азотосодержащего газа и
добычу отделенной нефти из пласта через скважину.10. The method of oil production, including
the input of the separating substance through the well into the formation containing a mixture of oil with carbon disulfide and / or carbon monoxide, while the separating substance is effective for hydrolysis of carbon disulfide and / or carbon monoxide or for the oxidation of carbon disulfide and / or carbon sulfide or is a nitrogen-containing gas effective for desorption carbon disulfide and / or carbon disulphide from oil;
separating oil from carbon disulfide and / or carbon disulphide by hydrolysis or oxidation of carbon disulphide and / or carbon disulphide or by desorption of carbon disulphide and / or carbon disulphide from oil using nitrogen-containing gas and
production of separated oil from the reservoir through the well.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US4534608P | 2008-04-16 | 2008-04-16 | |
| US61/045,346 | 2008-04-16 | ||
| PCT/US2009/040478 WO2009129219A2 (en) | 2008-04-16 | 2009-04-14 | Systems and methods for producing oil and/or gas |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010146495A RU2010146495A (en) | 2012-05-27 |
| RU2525406C2 true RU2525406C2 (en) | 2014-08-10 |
Family
ID=41199682
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010146495/03A RU2525406C2 (en) | 2008-04-16 | 2009-04-14 | System and method of oil and/or gas production |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20110094750A1 (en) |
| CN (1) | CN102027194B (en) |
| CA (1) | CA2721264A1 (en) |
| RU (1) | RU2525406C2 (en) |
| WO (1) | WO2009129219A2 (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104471187A (en) * | 2012-06-27 | 2015-03-25 | 国际壳牌研究有限公司 | Petroleum recovery process and system |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3863717A (en) * | 1973-01-16 | 1975-02-04 | Schlumberger Cie Dowell | Methods for forcing a liquid into a low pressure formation |
| US4549608A (en) * | 1984-07-12 | 1985-10-29 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing method employing special sand control technique |
| RU2137839C1 (en) * | 1998-06-05 | 1999-09-20 | Курашов Виктор Михайлович | Microbiological method of sulfur and nitrogen content decrease in petroleum and hydrogen sulfide in deposit waters and casing-head gases |
| US20060254769A1 (en) * | 2005-04-21 | 2006-11-16 | Wang Dean C | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| US20070235187A1 (en) * | 2006-04-10 | 2007-10-11 | Schlumberger Technology Corporation | Low Temperature Oxidation for Enhanced Oil Recovery |
Family Cites Families (87)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2330934A (en) * | 1939-09-11 | 1943-10-05 | Pure Oil Co | Sulphur oxidation of hydrocarbons |
| US2492719A (en) * | 1943-06-26 | 1949-12-27 | Pure Oil Co | Preparation of carbon disulfide |
| US2636810A (en) * | 1947-12-15 | 1953-04-28 | Fmc Corp | Manufacture of carbon disulfide |
| US2670801A (en) * | 1948-08-13 | 1954-03-02 | Union Oil Co | Recovery of hydrocarbons |
| US3794114A (en) * | 1952-06-27 | 1974-02-26 | C Brandon | Use of liquefiable gas to control liquid flow in permeable formations |
| US2747672A (en) * | 1953-09-11 | 1956-05-29 | California Research Corp | Method of heating subterranean formations |
| US3087788A (en) * | 1959-04-06 | 1963-04-30 | Fmc Corp | Combined catalytic and non-catalytic process of producing hydrogen sulfide and carbon disulfide |
| US3110344A (en) * | 1959-10-23 | 1963-11-12 | Sinclair Research Inc | Oil recovery process utilizing oilmiscible solvents |
| 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 |
| US3415573A (en) * | 1966-08-22 | 1968-12-10 | Shell Oil Co | Method of sulfur recovery from sulfur-containing hydrogen sulfide rich formations |
| 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 |
| US3822748A (en) * | 1973-05-04 | 1974-07-09 | Texaco Inc | Petroleum recovery process |
| US3850245A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-26 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum |
| US3840073A (en) * | 1973-05-04 | 1974-10-08 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum |
| US3878892A (en) * | 1973-05-04 | 1975-04-22 | Texaco Inc | Vertical downward gas-driven miscible blanket flooding oil recovery process |
| 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 |
| US3838738A (en) * | 1973-05-04 | 1974-10-01 | Texaco Inc | Method for recovering petroleum from viscous petroleum containing formations including tar sands |
| US3847221A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-12 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum using carbon disulfide and a hydrocarbon solvent |
| US3908762A (en) * | 1973-09-27 | 1975-09-30 | Texaco Exploration Ca Ltd | Method for establishing communication path in viscous petroleum-containing formations including tar sand deposits for use in oil recovery operations |
| US3946812A (en) * | 1974-01-02 | 1976-03-30 | Exxon Production Research Company | Use of materials as waterflood additives |
| US4008764A (en) * | 1974-03-07 | 1977-02-22 | Texaco Inc. | Carrier gas vaporized solvent oil recovery method |
| US4122156A (en) * | 1975-08-13 | 1978-10-24 | New England Power Company | Process for the production of carbon disulfide from sulfur dioxide removed from a flue gas |
| US3983939A (en) * | 1975-10-31 | 1976-10-05 | Texaco Inc. | Method for recovering viscous petroleum |
| US4077471A (en) * | 1976-12-01 | 1978-03-07 | Texaco Inc. | Surfactant oil recovery process usable in high temperature, high salinity formations |
| US4182416A (en) * | 1978-03-27 | 1980-01-08 | Phillips Petroleum Company | Induced oil recovery process |
| 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 |
| 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 |
| 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 (en) * | 1989-06-05 | 1991-01-03 | Henkel Kgaa | PROCESS FOR THE PREPARATION OF ETHANE SULPHONATE BASE TENSID MIXTURES AND THEIR USE |
| GB2232428B (en) * | 1989-06-06 | 1993-05-05 | Shell Int Research | Surfactant composition |
| 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 |
| US5120935A (en) * | 1990-10-01 | 1992-06-09 | Nenniger John E | Method and apparatus for oil well stimulation utilizing electrically heated solvents |
| US5607016A (en) * | 1993-10-15 | 1997-03-04 | Butler; Roger M. | Process and apparatus for the recovery of hydrocarbons from a reservoir of hydrocarbons |
| US5634984A (en) * | 1993-12-22 | 1997-06-03 | Union Oil Company Of California | Method for cleaning an oil-coated substrate |
| US6506349B1 (en) * | 1994-11-03 | 2003-01-14 | Tofik K. Khanmamedov | Process for removal of contaminants from a gas stream |
| US5609845A (en) * | 1995-02-08 | 1997-03-11 | Mobil Oil Corporation | Catalytic production of hydrogen from hydrogen sulfide and carbon monoxide |
| US5803171A (en) * | 1995-09-29 | 1998-09-08 | Amoco Corporation | Modified continuous drive drainage process |
| NL1002524C2 (en) * | 1996-03-04 | 1997-09-05 | Gastec Nv | Catalyst for the selective oxidation of sulfur compounds to elemental sulfur, process for the preparation of such a catalyst and method for the selective oxidation of sulfur compounds elemental sulfur. |
| US5826656A (en) * | 1996-05-03 | 1998-10-27 | Atlantic Richfield Company | Method for recovering waterflood residual oil |
| US6022834A (en) * | 1996-05-24 | 2000-02-08 | Oil Chem Technologies, Inc. | Alkaline surfactant polymer flooding composition and process |
| US7644759B2 (en) * | 1997-03-24 | 2010-01-12 | Wavefront Energy & Environmental Services Inc. | Enhancement of flow rates through porous media |
| 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 |
| 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 |
| US6269881B1 (en) * | 1998-12-22 | 2001-08-07 | Chevron U.S.A. Inc | Oil recovery method for waxy crude oil using alkylaryl sulfonate surfactants derived from alpha-olefins and the alpha-olefin compositions |
| 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 |
| DE60103070T2 (en) * | 2000-09-07 | 2004-11-25 | The Boc Group Plc, Windlesham | METHOD AND DEVICE FOR OBTAINING SULFUR FROM GAS FLOWS CONTAINING SULFUR HYDROGEN |
| WO2002020139A1 (en) * | 2000-09-07 | 2002-03-14 | The Boc Group Plc | Process and apparatus for recovering sulphur from a gas stream containing sulphide |
| US6706108B2 (en) * | 2001-06-19 | 2004-03-16 | David L. Polston | Method for making a road base material using treated oil and gas waste material |
| MY129091A (en) * | 2001-09-07 | 2007-03-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Acid gas disposal method |
| WO2003082455A2 (en) * | 2002-03-25 | 2003-10-09 | Tda Research, Inc. | Catalysts and process for oxidizing hydrogen sulfide to sulfur dioxide and sulfur |
| WO2004038175A1 (en) * | 2002-10-24 | 2004-05-06 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Inhibiting wellbore deformation during in situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation |
| WO2004055135A1 (en) * | 2002-12-17 | 2004-07-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for the catalytic selective oxidation of sulphur compounds |
| US7090818B2 (en) * | 2003-01-24 | 2006-08-15 | Stauffer John E | Carbon disulfide process |
| US7025134B2 (en) * | 2003-06-23 | 2006-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface pulse system for injection wells |
| US20090200018A1 (en) * | 2006-04-27 | 2009-08-13 | Ayca Sivrikoz | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| US8136590B2 (en) * | 2006-05-22 | 2012-03-20 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| RU2435024C2 (en) * | 2006-08-10 | 2011-11-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Procedures for recovery of oil and/or gas (versions) |
| CA2706083A1 (en) * | 2007-11-19 | 2009-05-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for producing oil and/or gas |
-
2009
- 2009-04-14 CA CA2721264A patent/CA2721264A1/en not_active Abandoned
- 2009-04-14 CN CN200980117454.4A patent/CN102027194B/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-04-14 US US12/937,966 patent/US20110094750A1/en not_active Abandoned
- 2009-04-14 RU RU2010146495/03A patent/RU2525406C2/en not_active IP Right Cessation
- 2009-04-14 WO PCT/US2009/040478 patent/WO2009129219A2/en active Application Filing
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3863717A (en) * | 1973-01-16 | 1975-02-04 | Schlumberger Cie Dowell | Methods for forcing a liquid into a low pressure formation |
| US4549608A (en) * | 1984-07-12 | 1985-10-29 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing method employing special sand control technique |
| RU2137839C1 (en) * | 1998-06-05 | 1999-09-20 | Курашов Виктор Михайлович | Microbiological method of sulfur and nitrogen content decrease in petroleum and hydrogen sulfide in deposit waters and casing-head gases |
| US20060254769A1 (en) * | 2005-04-21 | 2006-11-16 | Wang Dean C | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| US20070235187A1 (en) * | 2006-04-10 | 2007-10-11 | Schlumberger Technology Corporation | Low Temperature Oxidation for Enhanced Oil Recovery |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2010146495A (en) | 2012-05-27 |
| CA2721264A1 (en) | 2009-10-22 |
| US20110094750A1 (en) | 2011-04-28 |
| WO2009129219A3 (en) | 2009-12-03 |
| WO2009129219A2 (en) | 2009-10-22 |
| CN102027194B (en) | 2015-04-01 |
| CN102027194A (en) | 2011-04-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2494233C2 (en) | Oil and/or gas extraction system and method | |
| US7654322B2 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| US8511384B2 (en) | Methods for producing oil and/or gas | |
| MX2008014880A (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas. | |
| TWI509062B (en) | Treating sulfur containing hydrocarbons recovered from hydrocarbonaceous deposits | |
| RU2494234C2 (en) | Oil and/or gas extraction system and method | |
| RU2494239C2 (en) | Oil and/or gas extraction system and method | |
| RU2525406C2 (en) | System and method of oil and/or gas production | |
| US20110114331A1 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| RU2498055C2 (en) | Oil and/or gas extraction system and method | |
| AU2009271072B2 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160415 |