RU2564425C2 - Способ внутрипластового горения с уменьшением выбросов co2 - Google Patents
Способ внутрипластового горения с уменьшением выбросов co2 Download PDFInfo
- Publication number
- RU2564425C2 RU2564425C2 RU2013103479/03A RU2013103479A RU2564425C2 RU 2564425 C2 RU2564425 C2 RU 2564425C2 RU 2013103479/03 A RU2013103479/03 A RU 2013103479/03A RU 2013103479 A RU2013103479 A RU 2013103479A RU 2564425 C2 RU2564425 C2 RU 2564425C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oxygen
- gas
- enriched
- mixture
- hydrocarbons
- Prior art date
Links
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 title claims abstract description 86
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 164
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 138
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 138
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 126
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 125
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 125
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 108
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 86
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 65
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 63
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 63
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 32
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 80
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 claims description 27
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 15
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 11
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 6
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 claims 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000011874 heated mixture Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 69
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 23
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 19
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 15
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 15
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 11
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 9
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 6
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 6
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 5
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 4
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 4
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 4
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 238000009841 combustion method Methods 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 3
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N Acetaminophen Chemical compound CC(=O)NC1=CC=C(O)C=C1 RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010794 Cyclic Steam Stimulation Methods 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 241000220317 Rosa Species 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- -1 bitumen Chemical class 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000009832 plasma treatment Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 1
- 239000011573 trace mineral Substances 0.000 description 1
- 235000013619 trace mineral Nutrition 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012855 volatile organic compound Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/243—Combustion in situ
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/594—Compositions used in combination with injected gas, e.g. CO2 orcarbonated gas
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
- E21B41/0057—Disposal of a fluid by injection into a subterranean formation
- E21B41/0064—Carbon dioxide sequestration
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
- E21B43/168—Injecting a gaseous medium
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
Abstract
Группа изобретений относится к извлечению смеси углеводородов и, в частности, смеси тяжелых углеводородов из подземного пласта путем внутрипластового горения с использованием обогащенного кислородом газа. Особенностью изобретений является улавливание, по меньшей мере, части CO2 из обогащенных CO2 газов, образующихся в процессе горения. Технический результат - повышение эффективности извлечения тяжелых углеводородов с уменьшением выбросов CO2 в атмосферу. Способ, как часть изобретений, предусматривает: (i) нагнетание обогащенного кислородом газа в указанный пласт; (ii) горение указанного обогащенного кислородом газа в указанном пласте, в результате чего обеспечивают увеличение температуры, уменьшение вязкости указанной смеси углеводородов и образование обогащенного CO2 газа; (iii) извлечение указанной нагретой смеси углеводородов и деасфальтизацию указанной извлеченной смеси углеводородов в установке деасфальтизации с получением деасфальтированных углеводородов и асфальтенов; (iv) горение указанных асфальтенов, полученных в указанной установке деасфальтизации, в процессе окислительного горения с получением пара, энергии и обогащенного CO2 газа; (v) улавливание, по меньшей мере, части CO2 из указанного обогащенного CO2 газа. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 2 табл., 6 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу извлечения смеси углеводородов, в частности смеси тяжелых углеводородов, из подземного пласта путем внутрипластового горения с использованием обогащенного кислородом газа. Важная характерная особенность данного способа заключается в том, что улавливается, по меньшей мере, часть CO2 из обогащенных CO2 газов, образующихся в процессе горения. Предпочтительная характерная особенность способа согласно настоящему изобретению заключается в том, что, по меньшей мере, часть CO2 из обогащенных CO2 газов, образующихся в процессе горения, сохраняется в пласте для будущего использования.
Уровень техники
Тяжелые углеводороды, например битум, представляют собой огромный природный источник в числе всех мировых потенциальных запасов нефти. В настоящее время оцениваемые запасы тяжелых углеводородов составляют несколько триллионов баррелей, превышая более чем в 5 раз известный объем запасов традиционных, т.е. нетяжелых углеводородов. Это отчасти объясняется тем, что тяжелые углеводороды, как правило, трудно извлекать, используя традиционные способы добычи, и, таким образом, их не разрабатывают в такой степени, как нетяжелые углеводороды. Тяжелые углеводороды обладают очень высокими значениями вязкости и низкими значениями плотности по стандарту Американского института нефти (API), что делает их перекачивание в природном состоянии затруднительным, если оно вообще возможно. Кроме того, тяжелые углеводороды отличаются высоким содержанием нежелательных веществ, таких как асфальтены, металлические микроэлементы и сера, и их требуется соответствующим образом перерабатывать в процессе добычи и/или очистки.
Разработаны некоторые способы извлечения и переработки смесей тяжелых углеводородов. Способ, который в настоящее время наиболее часто используют в промышленности для извлечения тяжелых углеводородов из подземных пластовых резервуаров, представляет собой гравитационное дренирование при закачке пара (SAGD). Согласно данному способу, бурят две горизонтальные скважины на расстоянии, составляющем приблизительно 5 м, друг от друга, затем пар нагнетают в пластовый резервуар через верхнюю скважину, пронизывающую нефтеносный песок. Пар размягчает тяжелый углеводород (например битум) и обеспечивает его вытекание из пластового резервуара в нижнюю скважину. Оттуда его перекачивают в наземные промысловые объекты. За последние годы в способы SAGD внесены значительные усовершенствования, и его дальнейшей оптимизации способствуют соображения экономии и защиты окружающей среды. Эти усовершенствования включают более эффективные способы производства пара и общее снижение соотношения пара и битума. Оба эти усовершенствования нацелены на уменьшение количества пара, которое требуется производить, потому что в процессе его производства расходуется энергия, а также образуются огромные количества CO2. Еще одно недавнее усовершенствование представляет собой введение приблизительно 10% растворителей (иногда называются «разбавители») с паром. Идея этого усовершенствования заключается в том, что разбавитель конденсируется и смешивается с углеводородами в пласте, в результате чего у них уменьшается вязкость и увеличивается плотность API, и, таким образом, увеличивается их добыча.
Тем не менее, способ SAGD все же страдает неотъемлемыми недостатками. Они включают следующие:
(i) использование природного газа для производства пара создает значительные выбросы CO2;
(ii) разбавитель требуется все же добавлять для транспортировки добытых углеводородов на использующие их нефтеперерабатывающие заводы и затем отделять от них; при этом образуются выбросы CO2;
(iii) в добытых углеводородах присутствуют асфальтены, и их отделение на нефтеперерабатывающих заводах создает дополнительные выбросы CO2.
В итоге способ SAGD приводит к образованию огромных количеств CO2, в то время как в энергетической отрасли уже признано, что необходимо улучшить сокращение выбросов CO2. После начала промышленной революции концентрация CO2 в атмосфере Земли уже увеличилась приблизительно от 280 до 370 частей на миллион, и если текущие тенденции не изменятся, она может достигнуть, по меньшей мере, двойного доиндустриального уровня к 2100 г. Убедительно подтверждено документальными доказательствами воздействие такого изменения на окружающую среду.
В последнее время разработан ряд способов добычи битума с внутрипластовым горением, и некоторые из них находятся на стадии экспериментальной установки. В этих способах нагнетательные и эксплуатационные скважины только подогревают, используя пар. Когда пласты нефтеносного песка нагреваются до достаточной для зажигания температуры, воздух нагнетают в нагнетательные скважины, происходит зажигание, которое, в конечном счете, приводит к фронту горения, способствующему добыче битума. Горячие газообразные продукты горения вступают в контакт с битумом перед зоной горения и нагревают битум до температур, составляющих более чем приблизительно 300-400°C. Пример такого способа описан в патенте США № 5456315.
В способе, который описывает патент США № 5456315, ряд вертикальных нагнетательных скважин предусмотрен в верхней части пластового резервуара, кроме того, предусмотрена также, по меньшей мере, одна газовая эксплуатационная скважина, отделенная в боковом направлении от ряда нагнетательных скважин, и горизонтальная эксплуатационная скважина расположена ниже нагнетательного интервала. Кислородсодержащий газ, как правило, воздух, нагнетают через каждую нагнетательную скважину и производят зажигание. Первоначально дискретная камера сгорания существует вокруг основания каждой нагнетательной скважины, но по мере развития горения образуется общая камера сгорания между всеми нагнетательными скважинами. Зона или область горения имеет фронты, включающие горячие газы, которые служат для нагревания углеводородов в своей окрестности. Это приводит к образованию нагретых тяжелых углеводородов, которые имеют меньшую вязкость, чем природные углеводороды, и стекают вниз через камеру под действием силы тяжести. Таким образом, углеводороды добывают из горизонтальной эксплуатационной скважины, лежащей ниже нагнетательного интервала. Газы, образующиеся в результате внутрипластового горения, проходят через пластовый резервуар по направлению к газовым эксплуатационным скважинам.
Этот способ, однако, также страдает большими недостатками. Воздух представляет собой предпочтительный газ, который нагнетают в скважину, чтобы инициировать и поддерживать горение; таким образом, огромные количества азотсодержащих соединений, включая газообразные оксиды азота NOx, образуются в качестве газообразных продуктов горения вместе с CO2. Их следует отделять от газов, добываемых из газовых эксплуатационных скважин, и утилизировать, что представляет собой дорогостоящий процесс. Кроме того, как и в случае SAGD, значительные объемы CO2 просто выбрасываются в атмосферу.
Патент США № 4410042 и патент США № 4498537 описывают модифицированные способы внутрипластового горения, в которых кислород или смесь кислорода и CO2 используют вместо воздуха в качестве окислителя для горения. Патент США № 4410042 описывает способ, в котором горение инициируют, используя смесь CO2 и O2, но после горения фронт выходит из скважины, и смесь CO2 и O2 заменяют чистым O2. Данный способ предназначен для уменьшения риска воспламенения в скважине. Патент США № 4498537 описывает способ, в котором используют чистый O2 или смесь CO2 и O2, содержащую, по меньшей мере, 75% O2. Согласно данному описанию, использование кислорода или смеси O2 и CO2 имеет преимущество, потому что в пластовом резервуаре образуется повышенное содержание CO2, который выступает в качестве местного нагнетательного агента, а также растворителя в нефтяной фазе, снижая вязкость нефти, что в совокупности с тепловыми эффектами горения стимулирует пластовый резервуар и повышает добычу нефти.
Однако по сравнению со способом, описанным в патенте США № 5456315, еще более высокие концентрации CO2 образуются в способах согласно патенту США № 4410042 и патенту США № 4498537, и этот CO2 просто выбрасывают в атмосферу. Как отмечено выше, увеличение содержания CO2 в атмосфере Земли представляет собой возрастающую угрозу для окружающей среды, и в настоящее время исследуются многочисленные возможности уменьшения его образования. Значительное внимание сосредоточено, например, на производстве энергии из ее альтернативных источников, таких как солнечная и ветровая энергия. Однако приблизительно 85% современной мировой потребности в энергии все еще удовлетворяется за счет сжигания ископаемого топлива; таким образом, по-прежнему существует необходимость в технологиях, которые позволяют добывать и использовать углеводороды более эффективно и производить при этом меньшее воздействие на окружающую среду, в частности выбрасывать меньше CO2.
В частности, существует необходимость в способах добычи смесей углеводородов и особенно смесей тяжелых углеводородов, которые позволят ограничивать образование CO2. Особенно требуются способы, которые уменьшают выбросы CO2 в атмосферу по сравнению с имеющимися в настоящее время технологиями. Разумеется, преимуществом обладают также способы, обеспечивающие более высокое качество исходных материалов, поступающих на нефтеперерабатывающие заводы.
Авторы настоящего изобретения разработали способ внутрипластового горения, в котором для нагнетания используют обогащенный кислородом газ, например смесь кислорода и CO2, чтобы инициировать и поддерживать горение в пластовом резервуаре. В результате этого образуются горячие газообразные продукты горения, которые служат для размягчения тяжелых углеводородов и облегчают их добычу. В то же время в процессе горения создается обогащенная CO2 атмосфера, из которой CO2 можно легко улавливать и необязательно повторно использовать и/или хранить. Следовательно, в атмосферу Земли выбрасывается небольшое или даже нулевое количество CO2.
Сущность изобретения
Таким образом, при рассмотрении первого аспекта, настоящее изобретение предлагает способ извлечения смеси углеводородов из подземного пласта, включающий:
(i) нагнетание обогащенного кислородом газа в указанный пласт;
(ii) горение указанного обогащенного кислородом газа в указанном пласте, в результате чего увеличивается температура и уменьшается вязкость указанной смеси углеводородов, и образуется обогащенный CO2 газ;
(iii) извлечение указанных нагретых углеводородов; и
(iv) улавливание, по меньшей мере, части CO2 из указанного обогащенного CO2 газа.
Предпочтительные способы настоящего изобретения включают следующую дополнительную стадию:
(va) использование указанного захваченного CO2 в способе извлечения смеси углеводородов. Например, CO2 можно использовать, чтобы получать обогащенный кислородом газ для нагнетания на стадии (i). В качестве альтернативы, по меньшей мере, часть захваченного CO2 можно использовать в других процессах обработки скважин, например, в операциях повышения добычи нефти.
Особенно предпочтительные способы настоящего изобретения включают следующую дополнительную стадию:
(vb) хранение, по меньшей мере, части захваченного CO2 из указанного обогащенного CO2 газа в пласте.
При рассмотрении следующего аспекта, настоящее изобретение предлагает использование смеси кислорода и CO2 в способе добычи углеводородов из подземного пласта, в котором указанная смесь кислорода и CO2 участвует в горении, в результате чего увеличивается температура и уменьшается вязкость указанных углеводородов, и образуется обогащенный CO2 газ, причем улавливается, по меньшей мере, часть CO2 из указанного обогащенного CO2 газа.
В предпочтительном варианте осуществления, по меньшей мере, часть захваченного CO2 используют, чтобы получать обогащенный кислородом газ для использования в способе извлечения смеси углеводородов.
В предпочтительном варианте осуществления, по меньшей мере, часть захваченного CO2 из указанного обогащенного CO2 газа хранят в пласте.
При рассмотрении следующего аспекта, настоящее изобретение предлагает группу скважин, включая следующие:
(a) вертикальная нагнетательная скважина, имеющая впуск для нагнетания обогащенного кислородом газа в пласт;
(b) практически горизонтальная эксплуатационная скважина для извлечения смеси углеводородов; и
(c) вертикальная вентиляционная скважина, имеющая выпуск для извлечения обогащенного CO2 газа; где указанный выпуск указанной вертикальной вентиляционной скважины присоединен к очистителю CO2.
Подробное описание
Способы настоящего изобретения предназначены для добычи смеси углеводородов. При использовании в настоящем документе термин «смесь углеводородов» используют для обозначения сочетания различных углеводородов, т.е. сочетания разнообразных типов молекул, которые содержат атомы углерода и, во многих случаях, присоединенные к ним атомы водорода. Смесь углеводородов может включать большое число различных типов молекул, имеющих широкий диапазон молекулярных масс. Как правило, по меньшей мере, 90 мас.% смеси углеводородов состоит из атомов углерода и водорода. До 10 мас.% могут представлять собой сера, азот и кислород, а также металлы, такие как железо, никель и ванадий (т.е. они измеряются как сера, азот, кислород или металлы). Они обычно присутствуют в виде примесей к желательной смеси углеводородов.
Способы настоящего изобретения являются особенно полезными в добыче смесей тяжелых углеводородов. Смесь тяжелых углеводородов включает более высокую долю углеводородов, имеющих более высокую молекулярную массу, чем относительно смесь относительно легких углеводородов. При использовании в настоящем документе смесь тяжелых углеводородов предпочтительно имеет плотность API, составляющую менее чем приблизительно 15°, предпочтительно менее чем 12°, наиболее предпочтительно менее чем 10°, например менее чем 8°. Считается особенно предпочтительным, если плотность API добываемой смеси тяжелых углеводородов составляет от приблизительно 5° до приблизительно 15°, предпочтительнее от приблизительно 6° до приблизительно 12°, наиболее предпочтительно от приблизительно 7° до приблизительно 12°, например приблизительно от 7,5° до 9°. Примеры смесей тяжелых углеводородов, которые, как правило, имеют плотность API в данных пределах, представляют собой битумы, смолы, нефтеносный сланцы и нефтеносные песчаные образования.
Способы настоящего изобретения упрощают добычу смеси углеводородов и в то же время сокращают количество выбросов CO2 в связи с добычей углеводородов по сравнению с традиционными способами. Способы настоящего изобретения основаны на процессе внутрипластового горения, в котором газ нагнетают в нефтеносный пласт, где он сгорает вместе с присутствующими там углеводородами. Образуется фронт горения, и нагревается область пласта, прилегающая к фронту горения, в результате чего уменьшается вязкость любых углеводородов, присутствующих в данной зоне. Когда углеводороды размягчаются и становятся текучими, сила тяжести заставляет их двигаться вниз по направлению к эксплуатационной скважине, откуда их можно добывать.
В способах настоящего изобретения газ, нагнетаемый в пласт, представляет собой обогащенный кислородом газ. При использовании в настоящем документе термин «обогащенный кислородом газ» используют для обозначения кислородсодержащего газа, включающего, по меньшей мере, 25 об.% кислорода и/или CO2. Воздух, который включает приблизительно 20 об.% кислорода и менее чем 1 об.% CO2, не представляет собой обогащенный кислородом газ.
Предпочтительный обогащенный кислородом газ для использования в способах настоящего изобретения включает, по меньшей мере, 25 об.% кислорода. Особенно предпочтительные обогащенные кислородом газы включают, по меньшей мере, 30 об.%, предпочтительнее, по меньшей мере, 40 об.% кислорода. Особенно предпочтительный обогащенный кислородом газ включает от 25 до 100 об.% кислорода, предпочтительнее от 30 до 90 об.% кислорода, наиболее предпочтительно от 40 до 85 об.% кислорода, например приблизительно от 50 до 80 об.% кислорода или приблизительно от 50 до 70 об.% кислорода.
В предпочтительных способах настоящего изобретения обогащенный кислородом газ дополнительно включает CO2. Особенно предпочтительно обогащенный кислородом газ состоит в основном (например состоит полностью) из кислорода и CO2. Особенно предпочтительно обогащенный кислородом газ не включают азот или какой-либо азотсодержащий газ, особенно азот. Предпочтительно обогащенный кислородом газ включает менее чем 10 об.% азота, предпочтительнее менее чем 5 об.% азота, наиболее предпочтительно менее чем 2 об.% азота, например менее чем 1 об.% азота.
В предпочтительных способах настоящего изобретения обогащенный кислородом газ включает, по меньшей мере, 5 об.% CO2, предпочтительнее, по меньшей мере, 10 об.% CO2 и наиболее предпочтительно, по меньшей мере, 15 об.% CO2. Особенно предпочтительно количество CO2 в обогащенном кислородом газе составляет от 0 до 50 об.%, предпочтительнее от 5 до 30 об.%, наиболее предпочтительно от 10 до 20 об.%.
Предпочтительно обогащенный кислородом газ представляет собой смесь кислорода и CO2. Предпочтительные смеси кислорода и CO2 состоят из кислорода и CO2. Особенно предпочтительные смеси кислорода и CO2 включают от 50 до 95 об.% кислорода и от 50 до 5 об.% CO2, предпочтительнее от 60 до 85% кислорода и от 40 до 15 об.% CO2, наиболее предпочтительно от 70 до 80 об.% кислорода и от 30 до 20 об.% CO2. Примерная предпочтительная смесь кислорода и CO2 содержит от 60 до 70 об.% кислорода и от 40 до 30 об.% CO2.
Особенно предпочтительно обогащенный кислородом газ включает кислород и CO2 в объемном соотношении, составляющем от 50:50 до 99:1, предпочтительнее от 70:30 до 95:5.
В способах настоящего изобретения обогащенный кислородом газ участвует в горении, когда его нагнетают в пласт. Предпочтительно при горении в пластовом резервуаре создается температура, составляющая от 300 до 1000°C, предпочтительнее от 500 до 800°C, наиболее предпочтительно от 600 до 750°C. Температуры, достигаемые в способах настоящего изобретения, обычно превышают температуры, достигаемые в пластовом резервуаре при использовании SAGD. Это представляет собой преимущество, потому что повышенные температуры, достигаемые способами настоящего изобретения, означают улучшение свойств тяжелых углеводородов в процессе их добычи.
Кроме того, температуры пластового резервуара, которые достигаются в способах настоящего изобретения, можно преимущественно регулировать. Регулирование температуры можно осуществлять путем изменения скорости потока кислорода, нагнетаемого в пласт, и/или путем изменения пропорции кислорода, присутствующего в обогащенном кислородом газе, который нагнетают в пласт. Предпочтительно регулирование температуры осуществляют путем одновременного изменения скорости потока кислорода, нагнетаемого в пласт, и пропорций кислорода и CO2, которые присутствуют в обогащенном кислородом газе.
Как правило, обогащенный кислородом газ (например кислород или смесь кислорода и CO2) нагнетают в пласт при скорости потока, которая является достаточной, чтобы обеспечивать сгорание приблизительно от 5 до 15% присутствующих в нем углеводородов. Предполагается, что уменьшение скорости потока кислорода приводит к уменьшению температуры, достигаемой в пластовом резервуаре. В качестве дополнения или альтернативы, пропорции кислорода и CO2, которые присутствуют в обогащенном кислородом газе, можно изменять для регулирования температуры пластового резервуара. В то время как обычно предполагается, что обогащенный кислородом газ, содержащий 100% кислорода, создает температуру пластового резервуара, составляющую приблизительно от 800 до 1000°C, обогащенный кислородом газ, представляющий собой смесь кислорода и CO2 с объемным соотношением 90:10, создает менее высокую температуру пластового резервуара при такой же скорости потока. Использование CO2 в обогащенном кислородом газе, таким образом, обеспечивает дополнительный механизм, посредством которого можно регулировать температуру пластового резервуара.
Наличие возможности регулирования температуры, достигаемой в пластовом резервуаре при горении, имеет преимущество, потому что это влияет на природу смеси углеводородов, получаемой в процессе добычи. Как правило, чем выше температура, достигаемая посредством горения в пластовом резервуаре, тем больше получаемое количество смеси углеводородов с улучшенными свойствами. При использовании в настоящем документе термин «улучшение свойств» обычно означает способ изменения смеси углеводородов для получения более желательных свойств, например для уменьшения средней молекулярной массы углеводородов, присутствующих в смеси, и, соответственно, ее вязкости. Улучшение свойств в процессе добычи, таким образом, является обычно желательным. Считается, что улучшение свойств в способах внутрипластового горения происходит вследствие термического крекинга. В то же время, однако, температуру пластового резервуара необходимо регулировать таким образом, чтобы процессы горения, а также газообразные продукты горения находились в той части пласта, где они являются желательными.
Дополнительный фактор, который может влиять на уровень улучшения свойств, а также на общую добычу смеси углеводородов, представляет собой степень, в которой обогащенный кислородом газ, нагнетаемый в пласт, смешивается с углеводородами. Нагнетание кислорода вместе с CO2 обеспечивает более эффективное распространение кислорода в объеме пласта и, таким образом, может приводить к повышению добычи углеводородов.
Кроме того, по меньшей мере, часть CO2, который присутствует в обогащенном кислородом газе, может смешиваться с углеводородами, находящимися в пласте, и в результате этого у них уменьшается вязкость и увеличивается плотность API. Другими словами, CO2 может функционировать в качестве разбавителя. Это также приводит к повышению добычи углеводородов и может предотвратить необходимость использования других разбавителей.
Считается, что CO2 растворяется в углеводородах, которые присутствуют в пластовом резервуаре, и в результате этого он выступает в качестве растворителя, снижающего вязкость нефти. Величина растворения зависит от ряда факторов, таких как, например местные значения пластового давления и температуры, но, тем не менее, она увеличивается выше ожидаемого уровня, когда воздух используют в качестве окислителя, вследствие значительно более высокой концентрации образующегося CO2.
Кроме того, в реакции горения образуется вода в форме пара. Это может способствовать дальнейшему распространению теплоты горения в пласте, что дополнительно усиливает достигаемый эффект нагревания. Кроме того, воду можно необязательно нагнетать в пласт. Если осуществляют нагнетание воды, ее нагнетание предпочтительно осуществлять в то же время, когда происходит нагнетание обогащенного кислородом газа.
Обогащенный кислородом газ, который нагнетают в пласт, можно производить любым способом, традиционно известным в технике. Кислород, например, можно производить путем разделения воздуха на его компоненты, используя воздушный сепаратор. Предпочтительно используемый кислород имеет чистоту, составляющую, по меньшей мере, 95 об.%, предпочтительно, по меньшей мере, 97 об.%, наиболее предпочтительно, по меньшей мере, 99 об.%. В случае присутствия CO2 он может представлять собой имеющийся в продаже CO2, происходить из обогащенного CO2 газа, получаемого в процессе горения, и/или представлять собой находящийся на хранении CO2. Предпочтительно используемый CO2 представляет собой имеющийся в продаже CO2 или происходит из обогащенного CO2 газа, получаемого в процессе горения. Особенно предпочтительно, когда, по меньшей мере, часть используемого CO2 получают из обогащенного CO2 газа, образующегося в процессе горения. Другими словами, по меньшей мере, часть CO2 представляет собой повторно используемый CO2.
Обогащенный кислородом газ, как правило, нагнетают в пласт, используя традиционное оборудование для работы с газами. Предпочтительно обогащенный кислородом газ нагнетают в пласт при давлении, составляющем менее чем давление образования трещин в пласте. Предпочтительно обогащенный кислородом газ нагнетают в пласт при давлении, которое составляет более чем давление в пластовом резервуаре. Обычно обогащенный кислородом газ нагнетают при давлении, которое составляет на 5-20 бар (0,5-2 МПа), например приблизительно на 10 бар (1 МПа) больше, чем давление в пластовом резервуаре. Когда обогащенный кислородом газ включает смесь, например кислорода и CO2, газы можно смешивать перед нагнетанием или нагнетать совместно. Предпочтительно газы смешивают перед нагнетанием.
Перед нагнетанием обогащенного кислородом газа пласт предпочтительно нагревают. Это обеспечивает возникновение зажигания и горения при нагнетании обогащенного кислородом газа. Предпочтительно пласт нагревают перед нагнетанием посредством пара, в частности, используя циклическую паровую стимуляцию. Пар можно нагнетать в пласт, используя традиционные технологии. Стадия предварительного нагревания предпочтительно продолжается до тех пор, пока температура пластового резервуара не достигает достаточно высокого уровня для поддержания горения. Предпочтительно на стадии предварительного нагревания достигается температура пластового резервуара, составляющая от 150 до 300°C, наиболее предпочтительно от 200 до 250°C. Однако производство пара представляют собой процесс, в котором расходуется энергия и образуется CO2; таким образом, количество используемого пара предпочтительно сводится до минимума. Образующийся в процессе производства пара CO2 можно необязательно улавливать и хранить в пласте и/или вводить в обогащенный кислородом газ, нагнетаемый в пласт.
В способах настоящего изобретения можно также использовать зажигательное устройство. Можно использовать любое имеющееся в продаже устройство, например скважинную горелку. В случае присутствия зажигательного устройства, его предпочтительно помещают в нагнетательную скважину. Предпочтительные зажигательные устройства обеспечивают температуры, составляющие, по меньшей мере, 300°C, например от 300 до 500°C.
Когда пласт оказывается достаточно нагретым, чтобы обеспечить самостоятельное зажигание, и/или используется зажигательное устройство (например скважинная горелка), в пласт нагнетают обогащенный кислородом газ. Предпочтительно нагнетание осуществляют, по меньшей мере, через одну нагнетательную скважину, наиболее предпочтительно, по меньшей мере, через одну вертикальную нагнетательную скважину. Предпочтительно нагнетательные скважины бурят сквозь покрывающий слой и заканчивают в верхней части пластового резервуара. Термин «верхняя часть» означает верхние 50% суммарной высоты нефтеносного пластового резервуара. Особенно предпочтительно использование множества нагнетательных скважин (например, 2, 3, 4 или более). Когда используют более чем одну нагнетательная скважина, эти скважины предпочтительно расположены в ряд. Таким образом, после того, как осуществляется нагнетание в каждую скважину, и развивается горение, вдоль ряда скважин образуется общий фронт горения, который впоследствии проходит через пласт.
Горение может продолжаться до тех пор, пока зона горения не пройдет определенное расстояние от нагнетательной скважины, после чего горение прекращают. Прекращение осуществляют, как правило, останавливая нагнетание обогащенного кислородом газа в пласт. Пласт можно оставлять для выдерживания или его можно возвращать в эксплуатацию. Если используют выдерживание, его продолжительность будет изменяться в зависимости от характеристик пласта и расположенных в нем скважин, например таких как глубина скважины, скорость добычи, кратность стимулирования скважины и т. д. После того, как выдерживание завершается, скважину возвращают в эксплуатацию.
В предпочтительных способах настоящего изобретения смесь углеводородов добывают из эксплуатационной скважины, особенно предпочтительно использовать практически горизонтальную (например горизонтальную) эксплуатационную скважину. Предпочтительно эксплуатационная скважина ориентирована перпендикулярно относительно нагнетательных скважин. Предпочтительно эксплуатационная скважина расположена на некотором расстоянии ниже указанной нагнетательной скважины. Когда нагнетательные скважины образуют ряд, предпочтительно эксплуатационная скважина расположена или находится ниже этого ряда. Предпочтительно расстояние между дном нагнетательной скважины и эксплуатационной скважиной составляет приблизительно от 2 до 20 м, предпочтительнее приблизительно от 5 до 10 м. Предпочтительно эксплуатационная скважина расположена в нижней части пластового резервуара. Термин «нижняя часть» означает нижние 50% суммарной высоты нефтеносного пластового резервуара. Предпочтительно эксплуатационная скважина снабжена хвостовиком со щелевыми прорезями, который традиционно используют в технике, чтобы обеспечить поступление смеси углеводородов из пластового резервуара. Предпочтительно смесь углеводородов перекачивают из эксплуатационной скважины на поверхность.
В способах настоящего изобретения газовый слой образуется вокруг и над дном нагнетательных скважин. Этот газовый слой включает несгоревший обогащенный кислородом газ (например CO2, присутствующий в газе) и газы, образующиеся в процессе горение, т.е. CO2 и водяной пар. В отличие от случая, когда в качестве окислителя используют воздух, газовый слой не включает в значительных количествах азот или азотсодержащие соединения. Газ, присутствующий в газовом слое, предпочтительно удаляют из пласта, используя, по меньшей мере, одну вентиляционную скважину, в частности, по меньшей мере, одну вертикальную вентиляционную скважину. Предпочтительно используют множество, например 2, 3 или более вентиляционных скважин. Вентиляционные скважины предпочтительно бурят сквозь покрывающий слой и заканчивают в верхней части пластового резервуара. Предпочтительно вентиляционные скважины проходят параллельно относительно нагнетательных скважин. Предпочтительно вентиляционные скважины расположены на расстоянии (составляющем, например, по меньшей мере, 5 м) от нагнетательных скважин. Особенно предпочтительно вентиляционные скважины находятся на достаточно большом расстоянии от нагнетательных скважин, таким образом, чтобы образующиеся газы охлаждались в достаточной степени перед поступлением в вентиляционную скважину во избежание ее повреждения. Если это необходимо, однако, вентиляционные скважины можно охлаждать, например, используя циркуляцию воды. Когда CO2 присутствует в обогащенном кислородом газе, который нагнетают в пласт, CO2 представляет собой основную массу непрореагировавшего нагнетаемого газа, и, таким образом, эта ситуация является значительно менее опасной, чем присутствие кислорода в газе вентиляционной скважины. Вентиляционные скважины могут выводить газы на поверхность или в пласт для хранения. Предпочтительно вентиляционные скважины направляют газы на поверхность, таким образом, что их можно обрабатывать или кондиционировать перед улавливанием и необязательным хранением в пласте.
Таким образом, особенно предпочтительный способ согласно настоящему изобретению включает:
(i) нагнетание обогащенного кислородом газа в указанный пласт через вертикальную нагнетательную скважину;
(ii) горение указанного обогащенного кислородом газа в указанном пласте, в результате чего увеличивается температура и уменьшается вязкость указанной смеси углеводородов, и образуется обогащенный CO2 газ;
(iiia) извлечение указанной смеси углеводородов через практически горизонтальную эксплуатационную скважину;
(iiib) извлечение указанного обогащенного CO2 газа через вертикальную вентиляционную скважину; и
(iv) улавливание, по меньшей мере, части указанного CO2 из указанного обогащенного CO2 газа.
Особенно предпочтительные способы настоящего изобретения включают следующую дополнительную стадию:
(va) использование указанного захваченного CO2 в способе извлечения смеси углеводородов, например, чтобы получать обогащенный кислородом газ для нагнетания на стадии (i).
В качестве альтернативы, по меньшей мере, часть захваченного CO2 можно использовать в других процессах обработки скважины, например в процессах повышения добычи нефти. Например, CO2 можно использовать в способе, предусматривающем одновременную добычу и улучшение свойств смесь тяжелых углеводородов, как описано в международной патентной заявке WO2011/007172. Этот способ включает:
i) нагнетание CO2 в сверхкритическом или близком к сверхкритическому состоянию при температуре, близкой к критической температуре, и давлении, близком к критическому давлению, в месторождение тяжелых углеводородов; и
ii) выведение потока CO2 из месторождения, причем данный поток содержит смесь углеводородов, имеющих меньшую среднюю молекулярную массу, чем молекулярная масса тяжелых углеводородов в месторождении.
Особенно предпочтительные способы настоящего изобретения включают следующую дополнительную стадию:
(vb) хранение, по меньшей мере, части захваченного CO2 из указанного обогащенного CO2 газа в пласте.
Обогащенный CO2 газ, полученный из вентиляционной скважины, предпочтительно включает, по меньшей мере, 50 об.% CO2, предпочтительнее, по меньшей мере, 70 об.% CO2, наиболее предпочтительно, по меньшей мере, 80 об.% CO2. Содержание CO2 в обогащенном CO2 газе составляет предпочтительно от 50 до 100 об.%, предпочтительно от 60 до 95 об.%, наиболее предпочтительно от 70 до 90 об.% CO2. Остальной объем газа обычно включает водяной пар, газообразные оксиды серы и азота (SOx и NOx) и углеводороды.
Таким образом, преимущества способов настоящего изобретения по сравнению с традиционным внутрипластовым горением включают следующие:
Способом внутрипластового горения получают газ, который в большей степени обогащен CO2, и который содержит значительно меньшую концентрацию газообразных оксидов азота (NOx) по сравнению с газом, образующимся при использовании воздуха для горения.
Достаточно высокие уровни CO2 присутствуют в полученном в результате обогащенном CO2 газе, что допускает его рециркуляцию и повторное нагнетание в пласт.
Достаточно высокие уровни CO2 присутствуют в полученном в результате обогащенном CO2 газе, что допускает его улавливание и хранение эффективным способом в пласте для использования в будущем.
Предпочтительно обогащенный CO2 газ, полученный из вентиляционной скважины, очищают перед его повторным нагнетанием или хранением. Особенно предпочтительно обогащенный CO2 газ очищают, отделяя от него водяной пар, газообразные SOx и NOx и другие примеси. Это можно осуществлять, используя любые традиционные технологии, например водное разделение. Предпочтительно обогащенный CO2 газ также очищают, отделяя от него водород и/или углеводороды. Отделение углеводородов предпочтительно осуществляют, используя холодильное устройство или мембранную систему.
Предпочтительно обогащенный CO2 газ, полученный данным способом, улавливают в очистителе CO2. Очиститель CO2 может представлять собой, например, улавливающее CO2 устройство, включающее абсорбционную колонну и регенерационную колонну. Такие колонны традиционно используют в технике. Предпочтительно обогащенный CO2 газ вступает в контакт, как правило, в противоточном режиме с водным абсорбентом в абсорбционной колонне. Газ, выходящий из абсорбционной колонны, предпочтительно обеднен CO2, и его можно выпускать в атмосферу. Предпочтительно CO2 выходит из абсорбционной колонны вместе с абсорбентом. Как правило, абсорбент впоследствии регенерируют в регенерационной колонне и возвращают в абсорбционной колонне. Отделенный от абсорбента CO2 предпочтительно направляют на повторное нагнетание или хранение, например, в подземном пласте.
Полученный CO2 предпочтительно имеет высокую чистоту, например, CO2 может иметь чистоту, составляющую от 95 до 100%, например, от 96 до 99%. Предпочтительно, по меньшей мере, часть CO2 из обогащенного CO2 газа используют для извлечения смеси углеводородов из пласта. Предпочтительно, по меньшей мере, часть CO2 из обогащенного CO2 газа используют, чтобы получать обогащенный кислородом газ для нагнетания на стадии (i). Предпочтительно часть CO2 из указанного обогащенного CO2 газа сжимают, конденсируют и перекачивают в пласт для хранения.
Таким образом, в предпочтительной группе скважин согласно настоящему изобретению очиститель CO2 присоединен к впуску указанной нагнетательной скважины. В следующих предпочтительных конфигурациях очиститель CO2 присоединен к устройству для перекачивания CO2 в пласт для хранения. Способы улавливания и хранения диоксида углерода разработаны и хорошо известны специалисту в данной области техники.
Смесь углеводородов, извлеченная из эксплуатационной скважины, предпочтительно имеет плотность API от 9 до 20°, предпочтительнее от 10 до 17°, наиболее предпочтительно от 11 до 15°. Таким образом, в предпочтительных способах настоящего изобретения, смесь углеводородов претерпевает улучшение свойств в процессе добычи, и в результате этого увеличение плотности API смеси углеводородов составляет вплоть до 5°, например от 1 до 5°.
В особенно предпочтительных способах настоящего изобретения извлеченные углеводороды деасфальтируют в установке деасфальтизации. Можно использовать традиционные технологии деасфальтизации. Например, для деасфальтизации можно использовать растворитель (например бутан или пентан), или можно использовать способ ROSE. В качестве альтернативы, деасфальтизацию можно осуществлять, используя сверхкритический CO2. В этом последнем случае используемый в процессе CO2 можно получать из обогащенного CO2 газа, полученного в результате горения.
Предпочтительно деасфальтированные углеводороды имеют плотность API от 16 до 25°. Предпочтительно деасфальтированные углеводороды включают менее чем 5 мас.%, предпочтительнее менее чем 3 мас.%, например от 0 до 2 мас.% асфальтенов. Предпочтительно содержание серы в деасфальтированных углеводородах составляет менее чем 3 мас.%, предпочтительнее менее чем 2,5 мас.%.
Необязательно деасфальтированные углеводороды перекачивают на установку для улучшения свойств, где их подвергают термическому крекингу или понижающему вязкость крекингу, предпочтительно используя понижающий вязкость крекинг. Эту стадию можно использовать, например, когда плотность API деасфальтированной смеси углеводородов составляет от 16 до 20°. Термический крекинг и/или понижающий вязкость крекинг можно осуществлять, используя любую традиционную процедуру, известную в технике. Плотность API продукта с улучшенными свойствами составляет предпочтительно от 18 до 25°. Такую смесь углеводородов можно транспортировать, т.е. ее можно легко перекачивать на нефтеперерабатывающий завод для переработки.
Асфальтены, полученные способом деасфальтизации, предпочтительно сжигают в процессе окислительного горения. В этом процессе образуется CO2, который предпочтительно улавливают, как описано выше в настоящем документе. В процессе горения также производят пар и энергию. Предпочтительно пар и энергию используют в процессе стимуляции, чтобы нагревать пласт перед внутрипластовым горением, и/или в процедуре SAGD.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1a и 1b представляют схематические виды сечения нефтеносного пласта с вертикальными нагнетательными скважинами, вертикальными вентиляционными скважинами и горизонтальной эксплуатационной скважиной;
фиг. 2a и 2b представляют схематические виды поперечного сечения нефтеносного пласта перпендикулярно горизонтальной эксплуатационной скважине;
фиг. 3 представляет технологическую схему способа согласно настоящему изобретению, которая иллюстрирует поток CO2; и
фиг. 4 представляет сравнительную технологическую схему используемого в настоящее время способа SAGD, которая иллюстрирует поток CO2.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления
Рассмотрим фиг. 1a и 1b, которые представляют два вида нефтеносного пласта и расположения в нем скважин, которые используют для осуществления способов настоящего изобретения.
Покрывающий слой 1 расположен над нефтеносным пластом 2. Ряд вертикальных нагнетательных скважин 3 бурят вниз через покрывающий слой 1. Нагнетательные скважины 3 заканчивают в нефтеносном пласте 2. Вентиляционные скважины 4 также бурят через покрывающий слой и заканчивают в нефтеносном пласте, предпочтительно в его верхней части. Предпочтительно вентиляционные скважины 4 бурят по сторонам на расстоянии от нагнетательных скважин 3 таким образом, что ряды нагнетательных скважин 3 и ряды вентиляционных скважин 4 являются параллельными.
Эксплуатационная скважина 5 является практически горизонтальной, и она предпочтительно ориентирована параллельно и расположена ниже относительно нагнетательных скважин 3. Предпочтительно эксплуатационная скважина расположена в нижней области нефтеносного пласта. Эксплуатационная скважина предпочтительно оборудована хвостовиком (не показан на чертеже), который традиционно используют в технике.
В большинстве случаев оказывается желательным предварительное нагревание пласта перед началом внутрипластового горения. Так готовят холодные тяжелые углеводороды для зажигания и развивают повышенную подвижность углеводородов в пластовом резервуаре. Предварительное нагревание можно осуществлять путем нагнетания пара через нагнетательные скважины 3 и необязательно через вентиляционные скважины 4 и/или эксплуатационную скважину 5. Обычно оказывается желательным нагнетание пара через все типы скважин таким образом, что устанавливается гидравлическое соединение между нагнетательной скважиной 3, вентиляционной скважиной 4 и эксплуатационной скважиной 5. Нефть можно добывать в эксплуатационной скважине 5 во время этой стадии предварительного нагревания. Когда пластовый резервуар нагревается в достаточной степени, можно начинать горение.
Рассмотрим фиг. 2a, который представляет поперечное сечение нефтеносного пласта, в котором началось горение. Устройства, которые представлены также на фиг. 1, обозначены такими же условными номерами. Обогащенный кислородом газ нагнетают в нагнетательные скважины 3, чтобы инициировать горение. После этого образуется камера сгорания вокруг каждой нагнетательной скважины 3. Камеры сгорания естественно распространяются и, в конечном счете, образуют непрерывную камеру, которая соединяет все нагнетательные скважины 3. Фронт зоны горения нагревает тяжелые углеводороды в своей окрестности, в результате чего увеличивается подвижность углеводородов, которые приобретают способность течения. Под действием силы тяжести тяжелые углеводороды 6 движутся вниз по направлению к эксплуатационной скважине 5. Из нее тяжелые углеводороды с частично улучшенными свойствами перекачивают в наземные промысловые объекты.
В начале горения фронт горения расположен очень близко к нагнетательным скважинам 3; таким образом, из этой части пластового резервуара извлекают нагреваемые тяжелые углеводороды 6. По мере того, как фронт горения распространяется, однако, тяжелые углеводороды, которые расположены на расстоянии от нагнетательных скважин, становятся в достаточной степени нагретыми, чтобы начинать течение. Таким образом, фиг. 2a представляет поперечное сечение скважины через короткое время после начала горения, и фиг. 2b представляет поперечное сечение той же скважины через некоторое время впоследствии.
Во время горения образуется газовый слой 7 на верхней поверхности нефтеносного пласта. Этот газовый слой включает в высокой степени обогащенные CO2 газообразные продукты горения (их поток представляют стрелки 8), а также CO2, нагнетаемый в качестве части обогащенного кислородом газа. В газовом слое 7 может также присутствовать небольшое количество кислорода. Газ образует сообщение с вентиляционными скважинами 4. Предпочтительно обогащенные CO2 газы из вентиляционных скважин 4 улавливают на поверхности, где их обрабатывают, как обсуждается ниже.
После того, как фронт горения проходит определенное расстояние от нагнетательных скважин, нагнетание обогащенного кислородом газа прекращают. Так прекращается процесс внутрипластового горения.
Рассмотрим фиг. 3, который представляет поток CO2 в предпочтительном способе согласно настоящему изобретению. Кислород можно получать разделением воздуха (стрелка a) и объединять с CO2, доставляемым на платформу для осуществления способов настоящего изобретения (стрелка b), и/или рециркулирующим CO2 от предшествующих операций добычи (стрелка c). Смесь кислорода и CO2 нагнетают в пласт (стрелка d) через нагнетательную скважину 3. Как описано выше, это приводит к получению тяжелых углеводородов в эксплуатационной скважине 5 (стрелка e) и обогащенных CO2 газов в вентиляционных скважинах 4 (стрелки f).
Как правило, тяжелые углеводороды перекачивают из эксплуатационной скважины 5 на поверхность. Предпочтительно водное разделение осуществляют для отделения солей (обессоливание) (стрелка g). Смесь тяжелых углеводородов затем предпочтительно направляют в установку деасфальтизации, где от нее отделяют асфальтены, используя традиционные способы или предпочтительнее обработку сверхкритическим CO2. Если в данном процессе образуется CO2, то CO2 предпочтительно улавливают и направляют на повторное использование и/или хранение. Когда используют обработку сверхкритическим CO2, то требуемый для этой обработки CO2 можно получать из обогащенного CO2 газа, образующегося в вентиляционных скважинах 4 (стрелка h). Деасфальтированную смесь тяжелых углеводородов направляют в трубопровод без разбавителя, необязательно через печь понижающего вязкость крекинга (стрелка k), а затем для последующего использования (стрелка i).
Предпочтительные свойства смеси тяжелых углеводородов в пласте и смеси тяжелых углеводородов, полученной после деасфальтизации, представлены ниже в таблице. Данная таблица также представляет для целей сравнения типичные свойства смеси тяжелых углеводородов, полученной путем внутрипластового горения.
| Параметр | Битум | Битум, полученный способом внутрипластового горения | Битум, полученный способом настоящего изобретения |
| Вязкость при 20°C (сП) | >555,000 | 100-1850 | <100 |
| Содержание серы (мас.%) | 3,2-5 | 2,6-4,0 | 2,2-3,6 |
| Плотность API (°) | <7,9 | 10,6-16,2 | 16-21 |
| Анализ SARA | |||
| Летучие органические соединения (мас.%) | 15,9 | 25,6 | 28,8 |
| Насыщенные соединения (мас.%) | 25,9 | 23,5 | 26,5 |
| Ароматические соединения (мас.%) | 16,6 | 22,6 | 25,5 |
| Смолы (мас.%) | 12,7 | 17,2 | 19,2 |
| Асфальтены (мас.%) | 28,9 | 11,2 | ~0 |
В предпочтительном способе настоящего изобретения асфальтены, полученные в процессе деасфальтизации, направляют в установку окислительного горения, например камеру плазменной обработке, где они сгорают. Кислород (стрелка l) и CO2 (стрелка m) поступают в эту установку, и асфальтены сгорают с образованием пара и/или энергии (стрелка n). Их предпочтительно используют для стимуляции пласта перед внутрипластовым горением и/или в способе SAGD. Газообразный продукт процесса окислительного горения обогащен CO2, и его предпочтительно собирают (стрелка o). Если он является практически чистым, его можно возвращать непосредственно в процесс (штриховая стрелка p). В противном случае его направляют в очиститель CO2 (стрелка q).
Отделенные обогащенные CO2 газы (стрелки f), полученные из вентиляционных скважин 4 и необязательно от окислительного горения асфальтенов (стрелка q), направляют в очиститель CO2. Как правило, CO2 отделяют от газов. Необязательно газы обрабатывают, отделяя водород и легкие углеводородные компоненты в традиционной холодильной установке. Обогащенный CO2 поток (стрелка j) можно сжимать, конденсировать и перекачивать в доступные места пластового хранения CO2. В качестве альтернативы или дополнения, CO2 можно повторно нагнетать в пласт в качестве части обогащенного кислородом газа (стрелка c).
Приведенная ниже таблица представляет свойства газы, полученных в вентиляционных скважинах 4 в процессе традиционного внутрипластового горения с использованием воздуха в качестве газа и с использованием смеси кислорода и CO2 согласно настоящему изобретению.
| Компонент (мол.%) | Газ, полученный при внутрипластовом горении | Газ, полученный способом настоящего изобретения |
| Водород | 2,23 | 2,23 |
| Кислород | 0,18 | 0,18 |
| Азот/азотсодержащий газ | 74,70 | ~0 |
| Метан | 4,48 | 4,48 |
| Моноксид углерода | 1,08 | 1,08 |
| Диоксид углерода | 15,81 | 90,51 |
| Углеводороды C1-5 | 1,13 | 1,13 |
| Сероводород H2S | 0,39 | 0,39 |
Таким образом, способы настоящего изобретения производят обогащенный CO2 газ, который упрощает улавливание и повторное использование или хранение CO2 в пласте.
Фиг. 4 представляет сравнительную технологическую схему используемого в настоящее время способа SAGD, которая иллюстрирует поток CO2. Природный газ используют для производства пара (стрелка z), в котором образуются огромные количества CO2. Кроме того, извлеченные тяжелые углеводороды являются чрезмерно вязкими для перекачивания на нефтеперерабатывающий завод, потому что температура пластового резервуара, достигаемого в случае SAGD, не приводит к значительному улучшению свойств. Таким образом, необходимо добавлять разбавитель (стрелка x), чтобы обеспечить транспортировку необработанных углеводородов. Однако на нефтеперерабатывающем заводе необходимо сначала отделять разбавитель от тяжелых углеводородов (стрелка w) и затем асфальтены от углеводородов (стрелка v). Оба эти процесса разделения образуют огромные объемы CO2. Кроме того, нефтеперерабатывающий завод обычно находится на большом расстоянии от пластов и, следовательно, предстоит длинный путь от возможного подземного хранилища CO2.
Таким образом, способы настоящего изобретения обладают многочисленными преимуществами по сравнению со способом SAGD, включая следующие:
Значительное уменьшение расхода воды для производства пара, поскольку пар требуется только в течение короткого периода пуска.
Значительное уменьшение расхода природного газа, поскольку способы настоящего изобретения используют внутрипластовую энергию тяжелых углеводородов, добыча которых в других условиях была бы невозможной.
Устранение необходимости в разбавителе в результате внутрипластового улучшения свойств тяжелых углеводородов и последующей деасфальтизации.
Устранение выбросов CO2, потому что весь производимый CO2 повторно используют и/или сжимают, конденсируют и перекачивают в пласт, в котором можно хранить CO2 (улавливание и хранение диоксида углерода).
Значительное улучшение проектных экономических показателей, поскольку оцениваемая добыча тяжелых углеводородов составляет на 50% выше, чем добыча способами SAGD, и оцениваемые капитальные и эксплуатационные расходы оказываются значительно ниже по сравнению со способами SAGD. Кроме того, полезный эффект обогащенной CO2 атмосферы в пластовом резервуаре представляет собой уменьшение вязкости тяжелых углеводородов в зоне вытеснения, и это приводит к увеличению добычи.
Деасфальтированные тяжелые углеводороды представляют собой улучшенный исходный материал по сравнению с необработанными тяжелыми углеводородами, полученными способами SAGD, для последующих нефтеперерабатывающих заводов, и меньше CO2 образуется в последующих процессах очистки и улучшения свойств.
Путем изменения соотношения кислорода и CO2 в пластовом резервуаре можно создавать желательный температурный профиль (например от 300 до 1000°C), в результате чего достигается и более селективное улучшение свойств тяжелых углеводородов.
Claims (18)
1. Способ извлечения смеси углеводородов из подземного пласта, включающий:
(i) нагнетание обогащенного кислородом газа в указанный пласт;
(ii) горение указанного обогащенного кислородом газа в указанном пласте, в результате чего увеличивается температура и уменьшается вязкость указанной смеси углеводородов, и образуется обогащенный CO2 газ;
(iii) извлечение указанной нагретой смеси углеводородов и деасфальтизацию указанной извлеченной смеси углеводородов в установке деасфальтизации с получением деасфальтированных углеводородов и асфальтенов;
(iv) горение указанных асфальтенов, полученных в указанной установке деасфальтизации, в процессе окислительного горения с получением пара, энергии и обогащенного CO2 газа; и
(v) улавливание, по меньшей мере, части CO2 из указанного обогащенного CO2 газа.
(i) нагнетание обогащенного кислородом газа в указанный пласт;
(ii) горение указанного обогащенного кислородом газа в указанном пласте, в результате чего увеличивается температура и уменьшается вязкость указанной смеси углеводородов, и образуется обогащенный CO2 газ;
(iii) извлечение указанной нагретой смеси углеводородов и деасфальтизацию указанной извлеченной смеси углеводородов в установке деасфальтизации с получением деасфальтированных углеводородов и асфальтенов;
(iv) горение указанных асфальтенов, полученных в указанной установке деасфальтизации, в процессе окислительного горения с получением пара, энергии и обогащенного CO2 газа; и
(v) улавливание, по меньшей мере, части CO2 из указанного обогащенного CO2 газа.
2. Способ по п. 1, включающий следующую(-ие) дополнительную(-ые) стадию(-и):
(via) использование указанного захваченного CO2 в способе извлечения смеси углеводородов, например, для получения обогащенного кислородом газа для нагнетания на стадии (i); и/или
(vib) хранение, по меньшей мере, части CO2 из указанного обогащенного CO2 газа в пласте.
(via) использование указанного захваченного CO2 в способе извлечения смеси углеводородов, например, для получения обогащенного кислородом газа для нагнетания на стадии (i); и/или
(vib) хранение, по меньшей мере, части CO2 из указанного обогащенного CO2 газа в пласте.
3. Способ по п. 1 или 2, в котором указанный обогащенный кислородом газ включает, по меньшей мере, 25 об. % кислорода и/или CO2.
4. Способ по п. 1 или 2, в котором указанный обогащенный кислородом газ включает CO2.
5. Способ по п. 1 или 2, в котором указанный обогащенный кислородом газ включает, по меньшей мере, 30 об. % кислорода.
6. Способ по п. 1 или 2, в котором указанный обогащенный кислородом газ включает, по меньшей мере, 5 об. % CO2.
7. Способ по п. 1 или 2, в котором указанный пласт нагревают, например, нагнетанием пара, перед нагнетанием указанного обогащенного кислородом газа.
8. Способ по п. 1, включающий
(i) нагнетание обогащенного кислородом газа в указанный пласт через вертикальную нагнетательную скважину;
(ii) горение указанного обогащенного кислородом газа в указанном пласте, в результате чего увеличивается температура и уменьшается вязкость указанной смеси углеводородов, и образуется обогащенный CO2 газ;
(iiia) извлечение указанного обогащенного CO2 газа через вертикальную вентиляционную скважину;
(iiib) извлечение указанной нагретой смеси углеводородов через практически горизонтальную эксплуатационную скважину и деасфальтизацию указанной извлеченной смеси углеводородов в установке деасфальтизации с получением десфальтированных углеводородов и асфальтенов;
(iv) горение указанных асфальтенов, полученных в указанной установке деасфальтизации, в процессе окислительного горения с получением пара, энергии и обогащенного CO2 газа; и
(v) улавливание, по меньшей мере, части CO2 из указанного обогащенного CO2 газа.
(i) нагнетание обогащенного кислородом газа в указанный пласт через вертикальную нагнетательную скважину;
(ii) горение указанного обогащенного кислородом газа в указанном пласте, в результате чего увеличивается температура и уменьшается вязкость указанной смеси углеводородов, и образуется обогащенный CO2 газ;
(iiia) извлечение указанного обогащенного CO2 газа через вертикальную вентиляционную скважину;
(iiib) извлечение указанной нагретой смеси углеводородов через практически горизонтальную эксплуатационную скважину и деасфальтизацию указанной извлеченной смеси углеводородов в установке деасфальтизации с получением десфальтированных углеводородов и асфальтенов;
(iv) горение указанных асфальтенов, полученных в указанной установке деасфальтизации, в процессе окислительного горения с получением пара, энергии и обогащенного CO2 газа; и
(v) улавливание, по меньшей мере, части CO2 из указанного обогащенного CO2 газа.
9. Способ по п. 8, включающий следующую(-ие) дополнительную(-ые) стадию(-и):
(via) использование указанного захваченного CO2 в способе извлечения смеси углеводородов, например, для получения обогащенного кислородом газа для нагнетания на стадии (i); и/или
(vib) хранение, по меньшей мере, части CO2 из указанного обогащенного CO2 газа в пласте.
(via) использование указанного захваченного CO2 в способе извлечения смеси углеводородов, например, для получения обогащенного кислородом газа для нагнетания на стадии (i); и/или
(vib) хранение, по меньшей мере, части CO2 из указанного обогащенного CO2 газа в пласте.
10. Способ по любому из пп. 1, 2, 8 или 9, в котором указанный обогащенный CO2 газ включает, по меньшей мере, 70 об. % CO2.
11. Способ по любому из пп. 1, 2, 8 или 9, в котором указанная извлеченная смесь углеводородов имеет плотность API от 10 до 17°.
12. Способ по п. 1, в котором указанная деасфальтированная смесь углеводородов имеет плотность API от 16 до 25°.
13. Применение смеси кислорода и CO2 в способе извлечения смеси углеводородов из подземного пласта, в котором указанная смесь кислорода и CO2 сгорает, в результате чего увеличивается температура и уменьшается вязкость указанной смеси углеводородов, и образуется обогащенный CO2 газ, при этом указанную нагретую смесь углеводородов извлекают и указанную извлеченную смесь подвергают деасфальтизации в установке деасфальтизации с получением деасфальтированных углеводородов и асфальтенов, а указанные асфальтены, полученные в указанной установке деасфальтизации сжигают в процессе окислительного горения с получением пара, энергии и обогащенного CO2 газа, и при этом улавливают, по меньшей мере, часть указанного обогащенного CO2 газа.
14. Применение по п. 13, в котором, по меньшей мере, часть CO2 из указанного обогащенного CO2 газа используют в способе извлечения смеси углеводородов.
15. Применение по п. 13 или 14, в котором, по меньшей мере, часть CO2 из указанного обогащенного CO2 газа хранят в пласте.
16. Группа скважин, включающая:
(a) вертикальную нагнетательную скважину, имеющую впуск для нагнетания обогащенного кислородом газа в пласт;
(b) практически горизонтальную эксплуатационную скважину для извлечения смеси углеводородов; и
(c) вертикальную вентиляционную скважину, имеющую выпуск для извлечения обогащенного CO2 газа;
в которой указанный выпуск указанной вертикальной вентиляционной скважины присоединен к очистителю CO2.
(a) вертикальную нагнетательную скважину, имеющую впуск для нагнетания обогащенного кислородом газа в пласт;
(b) практически горизонтальную эксплуатационную скважину для извлечения смеси углеводородов; и
(c) вертикальную вентиляционную скважину, имеющую выпуск для извлечения обогащенного CO2 газа;
в которой указанный выпуск указанной вертикальной вентиляционной скважины присоединен к очистителю CO2.
17. Группа скважин по п. 16, в которой указанный очиститель CO2 присоединен к указанному впуску указанной нагнетательной скважины.
18. Группа скважин по п. 16 или 17, в которой указанный очиститель CO2 присоединен к устройству, транспортирующему CO2 в пласт для хранения.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB1010855.3A GB2481594B (en) | 2010-06-28 | 2010-06-28 | A method of recovering a hydrocarbon mixture from a subterranean formation |
| GB1010855.3 | 2010-06-28 | ||
| PCT/EP2011/060847 WO2012001008A1 (en) | 2010-06-28 | 2011-06-28 | In situ combustion process with reduced c02 emissions |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013103479A RU2013103479A (ru) | 2014-08-10 |
| RU2564425C2 true RU2564425C2 (ru) | 2015-09-27 |
Family
ID=42583099
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013103479/03A RU2564425C2 (ru) | 2010-06-28 | 2011-06-28 | Способ внутрипластового горения с уменьшением выбросов co2 |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9470077B2 (ru) |
| CA (1) | CA2803985C (ru) |
| GB (1) | GB2481594B (ru) |
| RU (1) | RU2564425C2 (ru) |
| WO (1) | WO2012001008A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2657036C1 (ru) * | 2017-07-21 | 2018-06-08 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова Российской академии наук | Способ внутрипластового горения |
| RU2715572C2 (ru) * | 2017-07-21 | 2020-03-02 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова Российской академии наук | Устройство для внутрипластового горения |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2815737C (en) | 2012-05-15 | 2020-05-05 | Nexen Inc. | Steam assisted gravity drainage with added oxygen geometry for impaired bitumen reservoirs |
| WO2014089685A1 (en) * | 2012-12-14 | 2014-06-19 | Nexen Energy Ulc | Steam assisted gravity drainage with added oxygen ("sagdox") in deep reservoirs |
| CN112267862B (zh) * | 2020-11-06 | 2023-03-17 | 赵金岷 | 一种多通道排气纵向压裂油页岩原位开采方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4415031A (en) * | 1982-03-12 | 1983-11-15 | Mobil Oil Corporation | Use of recycled combustion gas during termination of an in-situ combustion oil recovery method |
| SU1820660A1 (ru) * | 1991-04-30 | 1995-03-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ разработки нефтяной залежи с применением внутрипластового горения |
| US5456315A (en) * | 1993-05-07 | 1995-10-10 | Alberta Oil Sands Technology And Research | Horizontal well gravity drainage combustion process for oil recovery |
| SU1538597A1 (ru) * | 1987-06-12 | 1999-05-10 | Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов "СевКазНИИгаз" | Способ разработки нефтяного пласта внутрипластовым горением |
| RU2247830C2 (ru) * | 2003-04-29 | 2005-03-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) | Способ разработки залежей высоковязкой нефти или битума |
| US20090321073A1 (en) * | 2006-01-03 | 2009-12-31 | Pfefferle William C | Method for in-situ combustion of in-place oils |
| WO2010019657A1 (en) * | 2008-08-12 | 2010-02-18 | Linde Aktiengesellschaft | Bitumen production method |
Family Cites Families (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3032102A (en) * | 1958-03-17 | 1962-05-01 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion method |
| US4498537A (en) * | 1981-02-06 | 1985-02-12 | Mobil Oil Corporation | Producing well stimulation method - combination of thermal and solvent |
| US4410042A (en) * | 1981-11-02 | 1983-10-18 | Mobil Oil Corporation | In-situ combustion method for recovery of heavy oil utilizing oxygen and carbon dioxide as initial oxidant |
| US4532991A (en) * | 1984-03-22 | 1985-08-06 | Standard Oil Company (Indiana) | Pulsed retorting with continuous shale oil upgrading |
| US4691771A (en) * | 1984-09-25 | 1987-09-08 | Worldenergy Systems, Inc. | Recovery of oil by in-situ combustion followed by in-situ hydrogenation |
| US4649997A (en) * | 1984-12-24 | 1987-03-17 | Texaco Inc. | Carbon dioxide injection with in situ combustion process for heavy oils |
| US4818370A (en) * | 1986-07-23 | 1989-04-04 | Cities Service Oil And Gas Corporation | Process for converting heavy crudes, tars, and bitumens to lighter products in the presence of brine at supercritical conditions |
| DE19728151C2 (de) | 1997-07-03 | 2000-06-08 | Linde Ag | Verfahren und Vorrichtung zum Erzeugen von Energie |
| CO5040119A1 (es) * | 1997-09-11 | 2001-05-29 | Atlantic Richfield Co | Metodo para convertir un crudo de petroleo pesado producido via un sondeo de un yacimiento subterraneo en una corriente de producto de destilado usando un procedimiento de desasfaltado con disolvente |
| US5868202A (en) * | 1997-09-22 | 1999-02-09 | Tarim Associates For Scientific Mineral And Oil Exploration Ag | Hydrologic cells for recovery of hydrocarbons or thermal energy from coal, oil-shale, tar-sands and oil-bearing formations |
| US7622035B2 (en) | 2000-09-14 | 2009-11-24 | North Carolina State University | Methods of deresinating crude oils using carbon dioxide |
| ATE491861T1 (de) | 2006-02-07 | 2011-01-15 | Diamond Qc Technologies Inc | Mit kohlendioxid angereicherte rauchgaseinspritzung zur kohlenwasserstoffgewinnung |
| US20070199700A1 (en) * | 2006-02-27 | 2007-08-30 | Grant Hocking | Enhanced hydrocarbon recovery by in situ combustion of oil sand formations |
| US20070199701A1 (en) * | 2006-02-27 | 2007-08-30 | Grant Hocking | Ehanced hydrocarbon recovery by in situ combustion of oil sand formations |
| US7520325B2 (en) * | 2006-02-27 | 2009-04-21 | Geosierra Llc | Enhanced hydrocarbon recovery by in situ combustion of oil sand formations |
| US8167960B2 (en) | 2007-10-22 | 2012-05-01 | Osum Oil Sands Corp. | Method of removing carbon dioxide emissions from in-situ recovery of bitumen and heavy oil |
| US7882893B2 (en) * | 2008-01-11 | 2011-02-08 | Legacy Energy | Combined miscible drive for heavy oil production |
| US20090260809A1 (en) * | 2008-04-18 | 2009-10-22 | Scott Lee Wellington | Method for treating a hydrocarbon containing formation |
| US20090260825A1 (en) * | 2008-04-18 | 2009-10-22 | Stanley Nemec Milam | Method for recovery of hydrocarbons from a subsurface hydrocarbon containing formation |
| US8210259B2 (en) * | 2008-04-29 | 2012-07-03 | American Air Liquide, Inc. | Zero emission liquid fuel production by oxygen injection |
| CA2692988C (en) * | 2009-02-19 | 2016-01-19 | Conocophillips Company | Draining a reservoir with an interbedded layer |
| GB0912255D0 (en) | 2009-07-14 | 2009-08-26 | Statoilhydro Asa | Process |
| US20140166278A1 (en) * | 2011-07-13 | 2014-06-19 | Nexen Energy Ulc | Use of steam-assisted gravity drainage with oxygen ("sagdox") in the recovery of bitumen in lean zones ("lz-sagdox") |
| BR112014009436A2 (pt) * | 2011-10-21 | 2017-04-11 | Nexen Energy Ulc | processos de drenagem de vapor por gravidade assistida com adição de oxigênio |
| CA2853115C (en) * | 2014-05-29 | 2016-05-24 | Quinn Solutions Inc. | Apparatus, system, and method for controlling combustion gas output in direct steam generation for oil recovery |
-
2010
- 2010-06-28 GB GB1010855.3A patent/GB2481594B/en not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-06-28 RU RU2013103479/03A patent/RU2564425C2/ru active
- 2011-06-28 US US13/807,227 patent/US9470077B2/en active Active
- 2011-06-28 WO PCT/EP2011/060847 patent/WO2012001008A1/en active Application Filing
- 2011-06-28 CA CA2803985A patent/CA2803985C/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4415031A (en) * | 1982-03-12 | 1983-11-15 | Mobil Oil Corporation | Use of recycled combustion gas during termination of an in-situ combustion oil recovery method |
| SU1538597A1 (ru) * | 1987-06-12 | 1999-05-10 | Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов "СевКазНИИгаз" | Способ разработки нефтяного пласта внутрипластовым горением |
| SU1820660A1 (ru) * | 1991-04-30 | 1995-03-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ разработки нефтяной залежи с применением внутрипластового горения |
| US5456315A (en) * | 1993-05-07 | 1995-10-10 | Alberta Oil Sands Technology And Research | Horizontal well gravity drainage combustion process for oil recovery |
| RU2247830C2 (ru) * | 2003-04-29 | 2005-03-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) | Способ разработки залежей высоковязкой нефти или битума |
| US20090321073A1 (en) * | 2006-01-03 | 2009-12-31 | Pfefferle William C | Method for in-situ combustion of in-place oils |
| WO2010019657A1 (en) * | 2008-08-12 | 2010-02-18 | Linde Aktiengesellschaft | Bitumen production method |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2657036C1 (ru) * | 2017-07-21 | 2018-06-08 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова Российской академии наук | Способ внутрипластового горения |
| RU2715572C2 (ru) * | 2017-07-21 | 2020-03-02 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова Российской академии наук | Устройство для внутрипластового горения |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US9470077B2 (en) | 2016-10-18 |
| GB201010855D0 (en) | 2010-08-11 |
| CA2803985A1 (en) | 2012-01-05 |
| CA2803985C (en) | 2018-07-17 |
| RU2013103479A (ru) | 2014-08-10 |
| GB2481594A (en) | 2012-01-04 |
| GB2481594B (en) | 2015-10-28 |
| US20140196895A1 (en) | 2014-07-17 |
| WO2012001008A1 (en) | 2012-01-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2415260C2 (ru) | Способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта (варианты) | |
| US8869889B2 (en) | Method of using carbon dioxide in recovery of formation deposits | |
| RU2360105C2 (ru) | Способ извлечения жидких углеводородных продуктов из подземного месторождения (варианты) | |
| US8312928B2 (en) | Apparatus and methods for the recovery of hydrocarbonaceous and additional products from oil shale and oil sands | |
| CA2766849C (en) | Recovery from a hydrocarbon reservoir utilizing a mixture of steam and a volatile solvent | |
| RU2564425C2 (ru) | Способ внутрипластового горения с уменьшением выбросов co2 | |
| JP2018522190A (ja) | 地熱プラントにおける帯水層流体の内部エネルギーの利用方法 | |
| US9970282B2 (en) | Recovery from a hydrocarbon reservoir | |
| WO2008087154A1 (en) | Process and apparatus for enhanced hydrocarbon recovery | |
| RU2444619C1 (ru) | Способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора (варианты) | |
| US20150192002A1 (en) | Method of recovering hydrocarbons from carbonate and shale formations | |
| CA2758190A1 (en) | Apparatus and methods for adjusting operational parameters to recover hydrocarbonaceous and additional products from oil shale and sands | |
| CA2706399A1 (en) | Steam and flue gas injection for heavy oil and bitumen recovery | |
| CA2824168A1 (en) | Process for the recovery of heavy oil and bitumen using in-situ combustion | |
| US20040050547A1 (en) | Downhole upgrading of oils | |
| Paurola et al. | In Situ Combustion Process With Reduced CO2 Emissions | |
| CA3060757C (en) | Sustainable enhanced oil recovery of heavy oil method and system | |
| CN116867953A (zh) | 热碳氢化合物开采操作再利用来生产合成气的方法 |