WO2022169385A1 - Комплекс для добычи содержащего углеводороды флюида из залежи углеводородов - Google Patents

Комплекс для добычи содержащего углеводороды флюида из залежи углеводородов Download PDF

Info

Publication number
WO2022169385A1
WO2022169385A1 PCT/RU2022/000030 RU2022000030W WO2022169385A1 WO 2022169385 A1 WO2022169385 A1 WO 2022169385A1 RU 2022000030 W RU2022000030 W RU 2022000030W WO 2022169385 A1 WO2022169385 A1 WO 2022169385A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
carbon dioxide
hydrocarbon
gas
exhaust gases
containing fluid
Prior art date
Application number
PCT/RU2022/000030
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Алексей Леонидович ЗАПАДИНСКИЙ
Original Assignee
Алексей Леонидович ЗАПАДИНСКИЙ
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Алексей Леонидович ЗАПАДИНСКИЙ filed Critical Алексей Леонидович ЗАПАДИНСКИЙ
Priority to EP22750109.5A priority Critical patent/EP4290048A1/en
Priority to CA3207589A priority patent/CA3207589A1/en
Priority to US18/275,982 priority patent/US20240117722A1/en
Publication of WO2022169385A1 publication Critical patent/WO2022169385A1/ru

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/002—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by condensation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1475—Removing carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/26—Drying gases or vapours
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/62—Carbon oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/77—Liquid phase processes
    • B01D53/78—Liquid phase processes with gas-liquid contact
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/96—Regeneration, reactivation or recycling of reactants
    • 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
    • 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
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas- turbine plants for special use
    • F02C6/18—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas- turbine plants for special use using the waste heat of gas-turbine plants outside the plants themselves, e.g. gas-turbine power heat plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/08—Separating gaseous impurities from gases or gaseous mixtures or from liquefied gases or liquefied gaseous mixtures
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24—Hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/10—Single element gases other than halogens
    • B01D2257/102—Nitrogen
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/70—Organic compounds not provided for in groups B01D2257/00 - B01D2257/602
    • B01D2257/702—Hydrocarbons
    • B01D2257/7022—Aliphatic hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/70—Organic compounds not provided for in groups B01D2257/00 - B01D2257/602
    • B01D2257/702—Hydrocarbons
    • B01D2257/7022—Aliphatic hydrocarbons
    • B01D2257/7025—Methane
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/80—Water
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/01—Engine exhaust gases
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/01—Engine exhaust gases
    • B01D2258/012—Diesel engines and lean burn gasoline engines
    • 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
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
    • Y02P90/70—Combining sequestration of CO2 and exploitation of hydrocarbons by injecting CO2 or carbonated water in oil wells

Definitions

  • the invention relates to the oil and gas industry.
  • the invention relates to methods and complexes for the extraction of hydrocarbons from hydrocarbon deposits, for example, from oil deposits, or, for example, from gas condensate deposits, or, for example, from gas deposits.
  • US Pat. No. 4,895,710 proposes a complex including a combustor in which natural gas is combusted with compressed air in a compressor. After removing carbon dioxide from the exhaust gases in an absorption device, the remaining nitrogen is compressed in the outlet compressor and used for injection into oil or gas wells. The thermal energy released during combustion is used to produce mechanical work through a heat exchanger, a steam boiler and a steam turbine. However, significant energy costs are required to compress nitrogen to inject hydrocarbons into the reservoir. Moreover, this complex does not provide an efficient use of the gas that is separated from the hydrocarbon-containing fluid.
  • US Pat. No. 1,0315,150 presents a complex in which a fuel gas containing hydrocarbons is combusted with an oxygen-containing oxidizer in a power plant. Carbon dioxide is recovered from the exhaust gases, whereby solid carbon dioxide is obtained by means of a freezer. Solid carbon dioxide is melted in a melting chamber to produce liquid carbon dioxide. The liquid carbon dioxide is then converted to gaseous carbon dioxide, which is used to increase hydrocarbon production.
  • significant energy costs are required to compress carbon dioxide for injection into hydrocarbon deposit.
  • this complex does not provide efficient use of the gas that is separated from the hydrocarbon-containing fluid.
  • a significant increase in the concentration of non-combustible gas in the gas separated from the fluid containing hydrocarbons is due to the breakthrough into production wells of non-combustible gas injected into the reservoir.
  • carbon dioxide when carbon dioxide is injected into an oil reservoir, it is possible to increase its content to 90% in associated petroleum gas six months after the start of injection / cm.
  • Schedel R.L. EOR + CO2 A gas processing challenge. // Oil and Gas Journal, 1982, Vol. 80, no. 43 Oct. 25, p. 158, p. 163-166/.
  • RF patent No. 2038467 presents a complex that includes a power plant and an injection device (in the form of a compression unit).
  • the known power plant comprises a steam turbine unit and a steam boiler in which associated petroleum gas (a gas that is separated from a hydrocarbon-containing fluid such as an oil-containing fluid) is combusted with an artificial oxygen-containing oxidizer (containing oxygen, carbon dioxide and steam), thereby producing carbon dioxide for injection into the hydrocarbon deposit.
  • an artificial oxygen-containing oxidizer containing oxygen, carbon dioxide and steam
  • significant energy costs are required to produce oxygen in an air separation unit.
  • the air separation plant has a high cost, and a power plant containing a steam turbine unit and a steam boiler has low energy characteristics.
  • the known complex does not provide an effective impact on the hydrocarbon deposit due to the fact that a significant portion of the carbon dioxide generated is converted to carbonized water, which is formed after combustion in an artificial oxygen-containing oxidizer, and which is less effective in affecting the hydrocarbon reservoir compared to carbon dioxide.
  • US Pat. No. 4,344,486 presents a complex that includes a boiler, power generation equipment and an injection device.
  • the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid is combusted with an oxygen-enriched gas, and the combustion products, dominated by carbon dioxide, are injected into the hydrocarbon reservoir.
  • significant energy costs are required to produce oxygen.
  • the production of oxygen has a high cost.
  • a significant amount of energy is spent on compressing the flow of combustion products containing carbon dioxide for injection into the hydrocarbon deposit.
  • Bleakley WB in his article, describes a complex that provides for the injection of flue gases into an oil reservoir. The gas is separated from the hydrocarbon containing fluid extracted from the oil reservoir. The gas separated from the hydrocarbon containing fluid is mixed with ethane and propane to increase the heating value.
  • the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid is then burned in a power plant containing steam boilers and a steam turbine to produce flue gases /Bleakley WB, "Block 31 Miscible Flood Remains Strong," Petroleum Engineer International, Nov., 1982, pp 84, 86, 90, 92/.
  • the steam turbine drives a compressor that compresses the flue gases for injection into the oil reservoir.
  • This complex burns combustible substances (ethane and propane) with a high calorific value, which have a fairly high cost. Also, a significant amount of energy is spent on compressing the flue gases obtained in the power plant in the process of pumping them into the oil deposit.
  • the flue gases are compressed to a pressure of 1200 psi (with a required pressure of 4200 psi).
  • the combustion process of the compressed gas-air mixture is unstable, detonation occurs.
  • natural gas such as a gas separated from a hydrocarbon-containing fluid
  • has a low methane number which is indicative of the knock resistance of the fuel gas.
  • the internal combustion engine of this complex can only operate at reduced power.
  • the stable operation of gas engines on gas, separated from the fluid containing hydrocarbons, for example, associated petroleum gas can only be carried out at a power of 60 - 70% of the nominal / cm. Ivanov S. S., Tarasov M. Yu. Requirements for the preparation of dissolved gas for powering gas piston engines. Oil Industry, 2011, No. 1, p. 102-105/. Accordingly, the amount of energy generated by the power plant will decrease.
  • US Pat. No. 7,299,868 describes that a portion of the amount of exhaust gases can be added to the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid to correct the knock characteristic, which is the dependence of the limiting ignition timing (at which the onset of knocking appears) on the engine speed.
  • the addition of exhaust gases to the gas separated from the hydrocarbon containing fluid does not increase the methane number of the gas separated from the hydrocarbon containing fluid.
  • the addition of exhaust gases to the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid mainly entails a decrease in the methane number of the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid.
  • the methane number of associated petroleum gas (which contains 75 vol.% methane, 20 vol.% ethane and 5 vol.% propane) when diluted by 25 vol. % exhaust gases (which contain 88 vol. % nitrogen and 12 vol. % carbon dioxide) is reduced by more than 40% / calculations are performed using the ratios given in the work of Ivanov S. S., Tarasov M. Yu. Requirements for the preparation of dissolved gas to power gas engines. Oil Industry, 2011, No. 1, p. 102-105/.
  • Such a decrease in the methane number of associated petroleum gas entails a significant reduction in the power (and energy) generated by the internal combustion engine.
  • the injection of exhaust gases containing nitrogen and carbon dioxide into the reservoir of hydrocarbons also does not entail an increase in the methane number of the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid, but, on the contrary, mainly leads to a decrease in the methane number of the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid.
  • US Pat. No. 7,299,868 proposes, when preparing exhaust gases for injection, to reduce the concentration of nitrogen in the exhaust gases, depending on the geological and physical characteristics of the hydrocarbon deposit. Which, as you know, provides an increase in the efficiency of production of liquid hydrocarbons.
  • lowering the nitrogen concentration, especially obtaining a low concentration of nitrogen in the exhaust gases requires significant energy costs. This is due to the fact that in order to lower the nitrogen concentration, it is necessary to extract nitrogen from the exhaust gases, which has a low chemical activity.
  • to extract nitrogen from exhaust gases it is necessary to obtain ultra-low temperatures, for example, using cryogenic technology, or to extract nitrogen from exhaust gases, it is necessary to significantly increase the pressure of the exhaust gases, for example, when using membrane technologies.
  • the solubility of carbon dioxide in oil is higher than the solubility of nitrogen on average 6-8 times / see, for example, Kachmar Yu. D., Yaniv V. E., Rybchak E. V., Zinchuk N. S. The use of nitrogen in oil production . M.: VNIIONG, 1973, p. 3; Balint V., Ban A., Doleshan Sh. et al. Application of carbon dioxide in oil production.
  • the low value of the methane number causes the operation of the internal combustion engine at reduced power, which leads to a decrease in the amount of energy generated by the power plant.
  • significant energy costs are required to compress exhaust gases for injection of hydrocarbons into the reservoir, while the injection of exhaust gases does not provide a significant increase in the production of liquid hydrocarbons.
  • Patent No. 10976295 notes that the removal of ethane or heavier hydrocarbons from natural gas provides an increase in methane number.
  • the calorific value of the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid is relatively low, because the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid is diluted with non-combustible gases. And the removal of ethane or heavier hydrocarbons will further lower the calorific value of the gas separated from the hydrocarbon containing fluid.
  • the present invention is directed to the creation of a complex for the production of a hydrocarbon-containing fluid from a hydrocarbon deposit, in which the disadvantages and imperfections of the presented complexes are eliminated.
  • the purpose of the present invention is to create a complex for the production of a fluid containing hydrocarbons from a hydrocarbon deposit, which provides enhanced oil recovery in the development of oil fields (and increased condensate recovery in the development of gas condensate fields), a reduction in energy costs for the injection process, as well as an increase in the generated power and an increase in the amount of energy produced. .
  • Another object of the present invention is to provide a complex for the production of a hydrocarbon containing fluid from a hydrocarbon reservoir, which, by injecting liquefied carbon dioxide into said reservoir, improves the quality of the gas separated from the hydrocarbon containing fluid, for combustion conditions with air in the internal combustion engine configured to form a compressed gas-air mixture prior to combustion.
  • Yet another object of the present invention is to provide a complex for the production of fluid containing hydrocarbons from a hydrocarbon reservoir, in which there is no need to use expensive equipment for obtaining liquefied carbon dioxide from the exhaust gases of an internal combustion engine intended for injection into a hydrocarbon reservoir, and at the same time a cost reduction is achieved. energy for the injection process.
  • Still another object of the present invention is to provide a complex for the production of a hydrocarbon-containing fluid from a hydrocarbon reservoir, which provides efficient and environmentally friendly production of energy from gas separated from the hydrocarbon-containing fluid, without emitting carbon dioxide to the environment.
  • fluid means 1) a substance that has the property of fluidity; or 2) a combination of substances (eg mixture or solution) that has the property of flowing.
  • An example of a fluid can be a gas, or a liquid, or a mixture of a gas and a liquid, or a solution in the form of a liquid with a gas dissolved in it.
  • the fluid may contain impurities, such as solid particles, for example, rock particles.
  • hydrocarbon containing fluid is oil; or oil in which a gas is dissolved (which contains at least one gaseous hydrocarbon and may also contain at least one non-combustible gas such as carbon dioxide and/or nitrogen and/or the like); or a mixture containing gas condensate and gas (which contains at least one gaseous hydrocarbon, and may also contain at least one non-combustible gas, such as carbon dioxide and/or nitrogen and/or the like).
  • Natural gas is another example of a hydrocarbon containing fluid.
  • a hydrocarbon-containing fluid is a mixture (for example, in the form emulsions) containing oil, water and gas.
  • hydrocarbon-containing fluid may be a mixture containing gas condensate, gas and water.
  • hydrocarbon containing fluid There may be other examples of a hydrocarbon containing fluid.
  • hydrocarbon-containing fluid the term “hydrocarbon-containing fluid”, the term “hydrocarbon-containing fluid” and the term “hydrocarbon-containing fluid” are interchangeable, any of these terms means a fluid containing at least one hydrocarbon.
  • gas and the term “steam” are interchangeable, any of these terms means: 1) a substance in a gaseous state of aggregation or a mixture of substances in a gaseous state of aggregation; or 2) a substance at a temperature above the critical temperature (for a given substance) and a pressure above the critical pressure (for a given substance), if at the indicated pressure and temperature the density of the given substance has a value not exceeding the maximum value of the density of the given substance in the gaseous state of aggregation; or 3) a mixture of substances at a temperature that is higher than the critical temperature for at least one substance of this mixture, and at a specified (or specified) pressure, if at the specified pressure and temperature the density of this mixture takes on a value not exceeding the maximum value of the density of this mixture under conditions when all the substances of a given mixture are in a gaseous state of aggregation.
  • liquid means: 1) a substance in a liquid state of aggregation; or 2) a solution in which the substance that is the solvent in this solution is in a liquid state of aggregation; or 3) a mixture of substances, any of which is in a liquid state of aggregation or is dissolved in a substance in a liquid state of aggregation; or 4) a substance at a temperature above the critical temperature (for a given substance) and a pressure above the critical pressure (for a given substance), if at the indicated pressure and temperature the density of the given substance has a value not less than the minimum value of the density of the given substance in the liquid state of aggregation; or 5) a solution (that is, a homogeneous mixture) at a temperature that is above the critical temperature for the substance that is the solvent in this solution, and a specified (or specified) pressure, if at the specified pressure and temperature the density of this solution takes on a value not less than the minimum density value this solution under conditions when the said substance (solvent)
  • the term “supercritical fluid” means a substance in a supercritical state of aggregation (that is, the pressure and temperature of a given substance are higher than the critical values ⁇ u200b ⁇ u200bof a given substance) or a mixture of substances, at least one of which is in the supercritical state of aggregation.
  • hydrocarbon means an organic compound consisting of only hydrogen and carbon atoms.
  • An example of a hydrocarbon may be methane, or, for example, ethane, or, for example, hexane, or, for example, octene, or, for example, decane, or the like.
  • carbon dioxide refers to a substance with the chemical formula CO2.
  • liquefied carbon dioxide means: 1) a liquid which is obtained by liquefying at least a portion of a gas (or at least a portion of a supercritical fluid) containing carbon dioxide and which consists of carbon dioxide; or
  • a gas or at least part of a supercritical fluid
  • carbon dioxide and at least one substance dissolved in it (that is, in carbon dioxide) .
  • at least one of the following substances may be dissolved in liquefied carbon dioxide: nitrogen, oxygen, water, and the like.
  • formation means any area (or body) that is below the surface of the Earth, and which can be characterized by at least one feature that is not present in the adjacent area (or body). Such a feature may be, for example, a characteristic of the rock (or rocks), or, for example, the presence of hydrocarbons.
  • a formation (reservoir) that contains a hydrocarbon-containing fluid will be referred to as a "hydrocarbon-containing formation”("hydrocarbonreservoir”).
  • An example containing formation hydrocarbons (hydrocarbon pools) may be, for example, an oil-bearing formation (oil pool).
  • an example of a hydrocarbon-containing formation (hydrocarbon reservoir) may be, for example, a gas-containing formation (gas reservoir).
  • hydrocarbon reservoir may be, for example, a gas condensate containing formation (gas condensate reservoir).
  • the formation may have a reservoir (or multiple reservoirs) where the pores and/or fractures contain fluid.
  • the formation may contain, for example, sedimentary rocks and/or igneous rocks and/or metamorphic rocks and/or water and/or hydrocarbons and/or other substances.
  • the term "separator” means any technical means (installation, device, structure, any combination thereof, etc.) for separating gas from a hydrocarbon-containing fluid.
  • the separator for example, may be two-phase (in which gas is separated from liquid) or, for example, three-phase (in a three-phase separator, hydrocarbon-containing fluid can be separated into gas, liquid hydrocarbons and water).
  • the separator can be installed, for example, on the surface of the Earth (in this case, the surface of the Earth may be land or water) or, for example, in a well.
  • a separator that is installed in a well may be referred to as a downhole separator.
  • the separator may also be referred to as a gas anchor.
  • the device for obtaining gas from the well annulus is also a separator.
  • the term "power plant” means: 1) a device capable of generating power or 2) a combination of equipment capable of generating power.
  • the power plant can generate, for example, mechanical, or electrical, or thermal energy, or any combination of these types of energy.
  • a power plant may include an internal combustion engine to generate mechanical power.
  • an internal combustion engine and an electric generator may be included in the power plant, the shaft of which is connected to the shaft of the internal combustion engine by a clutch (or a belt drive, or a gear drive, or the like).
  • a heat exchanger can be connected to the cooling system of an internal combustion engine, in which the coolant is heated, for example water.
  • a waste heat boiler can be installed, in which the heat (thermal energy) of the exhaust gases is used to heat the coolant, such as water.
  • a power plant that co-produces electricity and heat is sometimes referred to as a cogeneration (or combined or combined cycle) plant (or plant), or combined heat and power plant, or similar.
  • the term "power plant” is interchangeable with any of the following terms: "power station” or "generating station” or “generating plant” or the like.
  • a gas turbine plant, a gas turbine plant, a gas piston plant, a gas piston plant, a propulsion power plant, a power plant, and the like are examples of a power plant in various designs.
  • gas engine means an internal combustion engine running on gaseous fuel.
  • gas engine is interchangeable with any of the following terms: “gas-fueled engine”, or “natural gas-fueled engine”, “or natural gas engine”, or the like.
  • gas engine does not cover the concept of “gas turbine engine”.
  • gas engine is preferably used to refer to a reciprocating internal combustion engine (ie, a reciprocating internal combustion engine) operating on gaseous fuel.
  • a gas engine is any gaseous-fueled reciprocating internal combustion engine that can be configured to reciprocate the piston(s) in the cylinder(s), where the expanding combustion products move the piston(s) and thus mechanical power is produced.
  • an example of a gas engine may be a gaseous-fueled rotary piston internal combustion engine (Wankel engine).
  • the gas engine can be designed, for example, with spark ignition of a mixture of gaseous fuel and oxidant (for example, such as air) in the combustion chamber, or, for example, with prechamber-torch ignition of a mixture of gaseous fuel and oxidizer (for example, air), or, for example , with laser ignition of a mixture of gaseous fuel and an oxidizer (for example, such as air).
  • the terms “natural gas powered spark ignition engine” may be used to refer to a spark ignition gas engine. ignition" or "natural gas powered spark ignition engine”.
  • a gas engine can be configured to ignite a mixture of gaseous fuel and an oxidizer (such as air) by injecting a small amount of liquid fuel into the cylinder at the end of the compression stroke (a liquid-ignited gas engine is also called gas-diesel or dual-fuel engine).
  • an oxidizer such as air
  • gas turbine engine means a gaseous fuel internal combustion engine that has a turbine driven by expanding combustion gases of the gaseous fuel.
  • gas turbine is sometimes used to refer to a gas turbine engine.
  • gas turbine engine may be used to refer to a turbine that is part of a gas turbine engine.
  • air means an oxygen-containing gas.
  • air is used in relation to the gaseous mixture (ie gas) that forms the earth's atmosphere, or similar gaseous mixture.
  • the term “air” is used to refer to a gaseous mixture containing about 20-25 vol. % oxygen and about 75-80 vol. % nitrogen.
  • this gaseous mixture (air) may contain water (eg in the form of steam) and/or argon and/or carbon dioxide and/or other substances.
  • exhaust gases refers to the gaseous mixture (i.e. gas) that is produced during the combustion process.
  • gas gas
  • exhaust gases is interchangeable with any of the following terms: “exhaust gases”, “exhaust gas”, “exhaust gas”, “flue gas”, “flue gases” and the like.
  • An example of exhaust gases is the gaseous mixture that results from the combustion of a gaseous fuel with an oxidizer. Air can be used as an oxidizing agent. Exhaust gases resulting from the combustion of gaseous fuel with air contain nitrogen, carbon dioxide, water (in the form of moisture) if the gaseous fuel contains at least one hydrocarbon.
  • these exhaust gases may contain oxygen, nitrogen oxides, soot, particulate matter, unburned hydrocarbons, sulfur-containing substances, carbon monoxide, and the like.
  • inert gas means any non-flammable gas.
  • inert gas and non-flammable gas are used interchangeably.
  • An example of an inert gas is any of the following: nitrogen, carbon dioxide, exhaust gases, argon, steam, any mixture of these gases, and the like.
  • moisture refers to water droplets and/or water vapor.
  • carbon dioxide-containing exhaust gas component means any exhaust gas component in which the concentration of carbon dioxide is higher than in the exhaust gases.
  • the carbon dioxide-containing exhaust gas component is obtained by extraction from exhaust gases.
  • "Recovery of the carbon dioxide-containing component from exhaust gases” means the same as “separation of the carbon dioxide-containing component from exhaust gases” or "extraction of the carbon dioxide-containing component from exhaust gases”.
  • the carbon dioxide-containing exhaust gas component can only consist of carbon dioxide.
  • the concentration of carbon dioxide in the carbon dioxide-containing exhaust gas component may be, for example, about 50%, or about 70%, or about 90%, or about 95%, or about 99.5% or more.
  • the carbon dioxide-containing exhaust gas component in addition to carbon dioxide, may contain, for example, at least one substance such as nitrogen, water, oxygen, and the like.
  • carbon dioxide-containing component is an abbreviated version of the term “carbon dioxide-containing exhaust gas component”.
  • containing carbon dioxide component and the term “component containing carbon dioxide” are used interchangeably.
  • Various terms may be used to refer to the carbon dioxide-containing component and the concentration of carbon dioxide therein.
  • a carbon dioxide containing component that contains, for example, 90% carbon dioxide the term “carbon dioxide with a purity of 90%” or "carbon dioxide having a concentration of 90%” can be used.
  • carbon dioxide plant means a device (or combination of equipment) in which the carbon dioxide-containing component of said mixture is extracted from a gaseous mixture (ie, gas) of the mixture.
  • gas gas
  • the carbon dioxide-containing exhaust gas component can be recovered from exhaust gases in a carbon dioxide plant.
  • concentration of carbon dioxide in the carbon dioxide-containing component of the exhaust gases depends on the extraction technology carbon dioxide-containing component from exhaust gases, parameters (and indicators) of extraction technology processes, composition of exhaust gases, and the like.
  • the term "liquefaction device” means a device (or combination of equipment) in which at least one substance is liquefied, that is, in which at least one said substance is liquefied (liquidized).
  • the gas (or supercritical fluid) is converted to a liquid.
  • a liquid containing at least one of the mentioned substances is obtained. In other words, in this case, at least part of this gas (or at least part of this supercritical fluid) is converted into a liquid containing at least one of the mentioned substances.
  • heating device refers to any device (or combination of equipment) using which the injection of a gas and/or a liquid and/or a supercritical fluid is carried out.
  • well means a mine working that is made (eg, drilled) into a reservoir, and through which fluid can flow from the reservoir to the surface of the Earth and/or from the surface of the Earth to the reservoir.
  • the surface of the Earth can be land or water.
  • producer well means a well through which hydrocarbon-containing fluid is extracted from a hydrocarbon reservoir. Moreover, through the production well, any fluid (or fluids) can be pumped into the hydrocarbon deposit.
  • injector well means a well through which a fluid (or fluids) is injected into a hydrocarbon reservoir.
  • a fluid that can be injected into a hydrocarbon reservoir through an injection well is, for example, gas, or, for example, water, or, for example, liquefied carbon dioxide, or the like.
  • fluid containing hydrocarbons can be extracted from the hydrocarbon deposit.
  • separated gas means a gas that is separated from a hydrocarbon containing fluid, in other words, the term “separated gas” is an abbreviation of the term “gas separated from a hydrocarbon containing fluid.”
  • gas separated gas and the term “gas separated from a hydrocarbon containing fluid” are used interchangeably.
  • heavy hydrocarbon is used to refer to a hydrocarbon having two or more carbon atoms per molecule.
  • An example of a heavy hydrocarbon is, for example, ethane, or, for example, propane, or, for example, butane, or, for example, hexane, or, for example, octene, or, for example, decane, and the like.
  • gaseous hydrocarbon means a hydrocarbon having no more than four carbon atoms per molecule.
  • An example of a gaseous hydrocarbon is, for example, methane, or, for example, ethane, or, for example, propane, or, for example, butane, and the like.
  • liquid hydrocarbon is used to refer to a hydrocarbon having five or more carbon atoms per molecule.
  • An example of a liquid hydrocarbon is pentane, or, for example, hexane, or, for example, octene, or, for example, decane, and the like.
  • the union “and/or” reflects the meaning of both the union “and” and the union “or”, while indicating that the two situations exist together or as an alternative to each other.
  • the union “and/or” indicates the possibility of the presence of all (two) subjects (signs, actions, elements, capabilities, etc.) indicated on both sides of the union “and/or”, and one (any) of two subjects (signs, actions, elements, capabilities, etc.) indicated on both sides of the union “and / or.
  • the proposed complex for the production of a hydrocarbon-containing fluid from a hydrocarbon deposit includes a power plant, a carbon dioxide plant, a liquefaction device and a pumping device, and the power plant contains an internal combustion engine, which is provided with the possibility of gas separated from the hydrocarbon-containing fluid, while the internal combustion engine is made with the ability to work by burning gas separated from the hydrocarbon-containing fluid with air, and the internal combustion engine is configured to form a compressed gas-air mixture containing air and gas separated from the hydrocarbon-containing fluid, and the internal combustion engine is configured to form the mentioned compressed gas-air mixture before said combustion, while it is possible to release exhaust gases from the internal combustion engine, in addition, the carbon dioxide plant is made with the possibility of extracting i from exhaust gases containing carbon dioxide component of the exhaust gases, and the liquefaction device is configured to liquefy at least part of the carbon dioxide-containing component to obtain liquefied carbon dioxide, while the pumping device is configured to pump liquefied carbon dioxide into
  • Injection of liquefied carbon dioxide into a hydrocarbon reservoir allows increasing the production of liquid hydrocarbons, and, in addition, improves the quality of the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid for combustion with air in an internal combustion engine configured to form a compressed gas-air mixture prior to combustion.
  • This improvement in quality is associated with an increase in the methane number of the gas separated from the hydrocarbon containing fluid and is due to the following. download highly concentrated carbon dioxide (which is liquefied carbon dioxide) into a hydrocarbon reservoir results in an increase in the concentration of carbon dioxide in the gas separated from the hydrocarbon containing fluid.
  • % carbon dioxide increases by more than 50%.
  • Increasing the methane number of the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid provides an increase in the power (respectively, the amount of energy) generated by the internal combustion engine, and the possibility of generating the nominal (maximum) power of the internal combustion engine.
  • the production of liquefied carbon dioxide is carried out by extracting the carbon dioxide-containing component from the exhaust gases and liquefying at least a part of the carbon dioxide-containing component. In this case, there is no need to use bulky and expensive equipment for extracting highly concentrated carbon dioxide from exhaust gases.
  • the high concentration of carbon dioxide and the low concentration of nitrogen in liquefied carbon dioxide are due to the negligible solubility of nitrogen in liquid carbon dioxide (i.e., carbon dioxide in a liquid state of aggregation). Moreover, the solubility of nitrogen in liquid carbon dioxide is much lower than the solubility of nitrogen in oil. For example, under conditions of vapor-liquid equilibrium of the “liquid carbon dioxide + nitrogen” system at a temperature of about 303.156 K (30.006 °C) and a pressure of about 7.4035 MPa, the proportion of carbon dioxide in the liquid phase reaches 0.9945 /Westman S. F., et al.
  • liquefied carbon dioxide into a hydrocarbon reservoir provides an increase in the production of liquid hydrocarbons not only due to the fact that a high concentration of carbon dioxide is achieved in liquefied carbon dioxide, which has a high solubility in liquid hydrocarbons. So, if the reservoir temperature is lower (or higher by a certain value) than the critical temperature of carbon dioxide, then, due to significant reservoir pressures (which usually exceed the critical pressure of carbon dioxide), the reservoir fluids are displaced by liquefied carbon dioxide. The density of liquefied carbon dioxide is comparable to the density of reservoir fluids. Therefore, under these conditions, there is no gravitational segregation between reservoir fluids and carbon dioxide.
  • the volume of carbon dioxide will increase significantly during filtration through the reservoir. Also, when filtering through the reservoir, part of the carbon dioxide at the displacement front is enriched with hydrocarbons. In this connection, during the filtration process, a significant increase in the volume of carbon dioxide enriched with hydrocarbons occurs, since carbon dioxide at temperatures and pressures above critical values has a high coefficient of volumetric thermal expansion. For example, at a pressure of 150 bar, the volume of carbon dioxide increases by more than 2 times with an increase in temperature from 305 K to 360 K / calculations were made using data from the work of Altunin V.V. Thermophysical properties of carbon dioxide.
  • the proposed complex provides for the liquefaction of at least part of the carbon dioxide-containing component to produce liquefied carbon dioxide, no compression energy is consumed when injecting liquefied carbon dioxide into the hydrocarbon reservoir.
  • the energy costs for obtaining liquefied carbon dioxide and pumping liquefied carbon dioxide are much less compared to the energy costs for compressing to the pressure of pumping the same amount of carbon dioxide in a gaseous aggregate state into a hydrocarbon deposit.
  • the energy costs for obtaining liquefied carbon dioxide and pumping liquefied carbon dioxide into the hydrocarbon reservoir compared to the energy costs for compression for injection of the same amount of carbon dioxide in the gaseous state of aggregation will be approximately 40% less.
  • the implementation of the proposed complex will provide an increase in oil recovery in the development of oil fields (and an increase in condensate recovery in the development of gas condensate fields), a reduction in energy costs for the injection process, an increase in the generated power and an increase in the amount of energy produced, while ensuring the generation of energy without emissions into the environment, because carbon dioxide is injected into the hydrocarbon reservoir. Also, the implementation of the proposed complex will achieve other objectives of the present invention.
  • FIG. 1 and Fig. 2 BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS Schemes (Fig. 1 and Fig. 2) are provided to explain the present invention and illustrate its advantages. Shown in the diagrams (Fig. 1 and Fig. 2) embodiments of the proposed complex do not exhaust all options embodying the present invention, and which are not necessarily made to scale. The same numbers are used to designate the same or similar elements in the diagrams (Fig. 1 and Fig. 2).
  • Fig. 1 schematically illustrates a hydrocarbon reservoir, a production well, an injection well, a separator, and an embodiment of the proposed system, which includes a power plant containing an internal combustion engine, a carbon dioxide plant, a liquefaction device, and an injection device.
  • Fig. 2 schematically illustrates a hydrocarbon reservoir, a production well, a separator, a water injection device, two injection wells, and an embodiment of the proposed system that includes a gas treatment unit; a power plant containing an internal combustion engine; carbon dioxide plant; liquefaction device and pumping device.
  • FIG. 1 schematically shows a hydrocarbon reservoir 8 into which a production well 9 and an injection well 5 have been drilled; a separator 7 configured to communicate with the production well 9; as well as an embodiment of the proposed complex, which includes: an injection device 2 configured to communicate with the injection well 5; a power plant 1 which contains an internal combustion engine 3 having an air inlet 4; driven device 11; carbon dioxide plant 6; liquefaction device 10.
  • Carbon dioxide plant 6 and liquefaction device 10 can be made, for example, in the form of independent units of equipment, or in the form of a single unit equipment, or in the form of a single device, or in the form of an integrated plant (which contains a carbon dioxide plant 6 and a liquefaction device 10), or the like.
  • FIG. 1 An embodiment of the proposed complex and equipment shown in Fig. 1 work as follows. Hydrocarbon-containing fluid is extracted from the hydrocarbon reservoir 8 through a production well 9 in which tubing is located.
  • the stream 12 containing hydrocarbon fluid enters the separator 7, which is configured to separate gas from the hydrocarbon-containing fluid, and which has the necessary technical means (for example, an inlet in the form of an inlet, or, for example, , in the form of an inlet pipe) to allow the entry of a fluid containing hydrocarbons into it.
  • the separator 7 has the necessary technical means (for example, an outlet, or, for example, an outlet pipe) for the outlet (release) of the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid.
  • the separator 7 separates the gas from the hydrocarbon containing fluid.
  • the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid contains at least one gaseous hydrocarbon, such as methane.
  • the gas separated from the hydrocarbon containing fluid may contain at least one heavy hydrocarbon such as ethane, propane, butane, hexane and the like.
  • the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid may contain at least one of the following substances: sulfur-containing substance, nitrogen, carbon dioxide, particulate matter, water (for example, water droplets and/or water vapor), and other substances.
  • carbon dioxide may be absent in the gas separated from the fluid containing hydrocarbons, or present in this gas in an insignificant concentration.
  • the concentration of carbon dioxide in the gas separated from the fluid containing hydrocarbons increases and can reach 90% or more.
  • the internal combustion engine 3 has the necessary technical means (for example, an inlet, in the form of an inlet, or, for example, in the form of an inlet pipe, or, for example, in the form of an inlet pipeline) to allow the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid to enter it.
  • an inlet in the form of an inlet, or, for example, in the form of an inlet pipe, or, for example, in the form of an inlet pipeline
  • the internal combustion engine 3 is configured to operate by combusting the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid with air. Accordingly, the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid is used as the gaseous fuel and air is used as the oxidant. The air enters the internal combustion engine 3 through the inlet 4.
  • the internal combustion engine 3 has the necessary structural elements to operate by said combustion. Also in the internal combustion engine 3, a pressurized gas-air mixture (which contains air and gas separated from the hydrocarbon-containing fluid) is formed. Moreover, the internal combustion engine 3 is configured to form a compressed gas-air mixture prior to said combustion.
  • compressed gas-air mixture means a gas-air mixture under pressure, that is, in other words, a gas-air mixture whose pressure is above atmospheric pressure.
  • the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid is combusted with air in the internal combustion engine 3, which generates mechanical energy during operation.
  • the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid contains a significant percentage of carbon dioxide, therefore providing a high methane number for this gas. Due to this, after the ignition of the compressed gas-air mixture, the combustion of the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid proceeds stably without detonation, and stable operation of the internal combustion engine 3 at the rated (maximum) power is achieved. Accordingly, an increase in the power (and amount of energy) generated by the internal combustion engine 3 is provided.
  • the mechanical energy generated by the internal combustion engine 3 is used to drive the driven device 11.
  • a clutch or a belt drive or a gear drive or the like can be used (in FIG. 1 not shown).
  • the driven device 11 can be made, for example, in the form of an electric generator, or a pump, or a compressor, or pumping unit or the like.
  • the driven device 11 is made in the form of an electric generator, then the electricity generated by the electric generator can be used, for example, to power the carbon dioxide plant 6, and/or the liquefaction device 10, and/or the pumping device 2, and/or electric motors, and/or other fishing equipment, and/or for powering other consumers, while the generated electricity can be transformed and transmitted through the electrical network, including to remote consumers.
  • the driven device 11 is in the form of a compressor, the compressor can be used, for example, to compress a gas or gases.
  • the driven device 11 is made in the form of a pump
  • the pump can be used, for example, to pump liquefied carbon dioxide (for example, into the reservoir 8 hydrocarbons), or, for example, to pump water into the reservoir 8 hydrocarbons, or, for example, for pumping liquid, or the like.
  • the internal combustion engine 3 may be, for example, a gas engine, or, for example, a gas turbine engine, or the like.
  • the internal combustion engine 3 is a gas engine
  • the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid and the air used as an oxidizer are mixed to form a gas-air mixture (for example, in a mixer), and then the gas-air mixture is compressed, for example, by a piston in cylinder (or pistons in cylinders) of a gas engine to obtain a compressed gas-air mixture before combustion (that is, during ignition or before ignition).
  • a gas-air mixture can be compressed before it is fed into the cylinders.
  • pressurization can be carried out, that is, a gas-air mixture is supplied to the cylinders of a gas engine under pressure, for example, by a turbocharger.
  • the gas-air mixture after compression by a turbocharger, can be cooled before being fed into the gas engine cylinders.
  • the pressure of the compressed gas-air mixture can be set depending on the composition of the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid, as well as taking into account the methane number of the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid.
  • the compressed gas-air mixture is ignited in the combustion chamber of the gas engine, for example, using spark ignition, or, for example, using prechamber-torch ignition (or, for example, laser ignition). Flash point compressed gas-air mixture is set by selecting the appropriate value of the ignition timing.
  • the gas stream 14 separated from the hydrocarbon-containing fluid may be supplied to the gas turbine engine under pressure. If the pressure of the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid needs to be increased, the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid is compressed in a blower (or compressor).
  • gas separated from a hydrocarbon-containing fluid and air which is supplied under pressure by a gas turbine engine compressor
  • an oxidizer are mixed to form a compressed gas-air mixture prior to combustion (i.e., during ignition or before ignition) in the combustion chamber of a gas turbine engine. engine.
  • the internal combustion engine 3 support (using, for example, a mixer) rational value of the excess air ratio. That is, in a compressed gas-air mixture between air and combustible substances, a proportion can be set at which the compressed gas-air mixture contains the theoretically necessary amount of air for the oxidation of combustible substances or the compressed gas-air mixture contains more air than is theoretically necessary for the oxidation of combustible substances in a compressed gas-air mixture (for example, , to ensure the most complete combustion of combustible substances). In the case when a decrease in the percentage of oxygen in the combustion products is achieved, in the compressed gas-air mixture, for example, the air content can be maintained less than theoretically necessary for the oxidation of combustible substances.
  • the internal combustion engine 3 is configured to release exhaust gases which are the product of said combustion.
  • the internal combustion engine 3 has an outlet (for example, an exhaust port) for exhaust gases, and may also be equipped with an exhaust pipeline or, for example, an exhaust system or the like.
  • Exhaust gases are a gaseous mixture that is formed as a result of the said combustion during the operation of the power plant 1.
  • the composition and temperature of the exhaust gases depend on the design features of the power plant 1 and internal combustion engine 3, the value of the excess air coefficient, the air composition, the composition of the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid, and the like.
  • Exhaust gases contain nitrogen, carbon dioxide, water.
  • the exhaust gases may contain oxygen, nitrogen oxides, soot, particulate matter, unburned hydrocarbons, sulfur-containing substances, carbon monoxide, and the like. If the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid contains only hydrocarbons, then the exhaust gases may contain, for example, about 2-12 vol. % carbon dioxide. Nitrogen dominates the exhaust gases. If the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid contains only hydrocarbons, then the exhaust gases may contain, for example, about 71-75 vol. % nitrogen, and after removing water from the exhaust gases (for example, drops of water and/or water vapor), the concentration of nitrogen in the exhaust gases can reach, for example, about 82-88 vol. %. The temperature of the exhaust gases may be, for example, about 350-550°C or more. In this case, the concentrations of carbon dioxide and nitrogen in the exhaust gases and the temperature of the exhaust gases can take on both smaller and larger values.
  • the power plant 1 may include a heat exchanger (not shown in Fig. 1) connected to the cooling system, in which the coolant (for example, water) is heated.
  • the power plant 1 may contain a waste heat boiler (not shown in Fig. 1), in which the coolant (for example, water) is heated by transferring at least part of the thermal energy (heat) to the coolant (for example, water) exhaust gases.
  • the exhaust gases are removed (exhausted) from the internal combustion engine 3 and the exhaust gas stream 15 is sent to the carbon dioxide plant 6, which is configured to extract the carbon dioxide-containing exhaust gas component from the exhaust gases.
  • various technical means can be used to extract the carbon dioxide-containing component from the exhaust gases.
  • cryogenic technology fractional condensation, fractional evaporation, liquefied gas fractionation, absorption technology, adsorption technology, membrane technology, and the like can be used.
  • the presented examples of technical means are given for illustration and do not exhaust all possible options for the implementation of the carbon dioxide plant 6.
  • the carbon dioxide plant 6 extracts the carbon dioxide-containing component of the exhaust gases from the exhaust gases. After the carbon dioxide-containing component is removed, the exhaust gas residue is the nitrogen-containing component.
  • the exhaust gases are thus separated into two components: a carbon dioxide-containing component and a nitrogen-containing component.
  • the carbon dioxide containing component is typically dominated by carbon dioxide.
  • the carbon dioxide containing component may contain, for example, up to 70-99% carbon dioxide or more, for example 99.9% or more.
  • the concentration of carbon dioxide in the carbon dioxide containing component depends on the technologies used in the carbon dioxide plant 6.
  • the carbon dioxide containing component may contain nitrogen, oxygen, water (for example, in the form of water droplets and/or water vapor) and others. substances.
  • the pressure and temperature of the resulting carbon dioxide containing component also depend on the extraction technology used in the carbon dioxide plant 6 .
  • the pressure and temperature of the carbon dioxide-containing component are not limited to any specific values.
  • the pressure obtained in the carbon dioxide plant 6 containing carbon dioxide component can take values from 0.1 MPa to 15 MPa, and the temperature from -20 °C to +350 °C.
  • the pressure and temperature of the component containing carbon dioxide obtained in the carbon dioxide plant can take on both smaller and larger values.
  • the nitrogen-bearing component is dominated by nitrogen.
  • nitrogen oxygen, water (eg, in the form of water droplets and/or water vapor) and other substances may be present in the nitrogen-containing component.
  • oxygen, water eg, in the form of water droplets and/or water vapor
  • other substances may be present in the nitrogen-containing component.
  • the nitrogen-containing component is released into the atmosphere or used, for example, as follows.
  • the carbon dioxide containing component stream 16 is sent to a liquefaction device 10 in which at least a portion of the carbon dioxide containing component is liquefied to produce liquefied carbon dioxide.
  • a liquefaction device 10 in which at least a portion of the carbon dioxide containing component is liquefied to produce liquefied carbon dioxide.
  • nitrogen and/or the like gas or gases
  • a part of the carbon dioxide-containing component is liquefied.
  • carbon component, and nitrogen and similar non-condensable gas (or gases) are removed from the device 10 liquefaction.
  • a small amount of nitrogen and/or a similar gas can be dissolved in the liquefied carbon dioxide.
  • the liquefaction apparatus 10 for producing liquefied carbon dioxide may liquefy the entire amount of the carbon dioxide-containing component.
  • the liquefaction device 10 for producing liquefied carbon dioxide can be liquefied in several stages.
  • the carbon dioxide-containing component is compressed (for example, in a compressor) and then cooled (for example, in an intermediate heat exchanger) to condense (liquid) the water vapor.
  • the carbon dioxide containing component is further compressed (eg in an additional compressor) and further cooled (eg in an additional heat exchanger) to produce liquefied carbon dioxide.
  • the second step is carried out as follows: the carbon dioxide containing component is further compressed (for example, in an additional compressor) and further cooled (for example, in an additional heat exchanger), and then the carbon dioxide containing component is pressurized in a pump (for example, in a feed pump) to production of liquefied dioxide.
  • a pump for example, in a feed pump
  • the liquefied carbon dioxide may contain, for example, at least 95% carbon dioxide, or, for example, at least 99% carbon dioxide, or, for example, at least 99.9% carbon dioxide. It is technically possible to obtain liquefied carbon dioxide, which contains, for example, 99.99% carbon dioxide or more.
  • the liquefaction device 10 is configured to liquefy at least a portion of the carbon dioxide containing component to produce liquefied carbon dioxide, and various techniques can be used in the liquefaction device 10 .
  • an appropriate pressure of the carbon dioxide-containing component and an appropriate temperature of the carbon dioxide-containing component are provided.
  • the critical temperature of carbon dioxide is about 31°C
  • the critical pressure of carbon dioxide is about 7.38 MPa.
  • liquefied carbon dioxide may, for example, have a temperature of about 26-27 °C and a pressure of about 7.5 MPa.
  • the density of liquefied carbon dioxide at the specified temperature and pressure approximately corresponds to the density of liquefied carbon dioxide at a temperature of about 35-37 °C and a pressure of about 12 MPa.
  • the temperature and pressure values of the liquefied carbon dioxide produced in the liquefaction device 10 may be either higher or lower.
  • the liquefaction device 10 may comprise, for example, a water-cooled or air-cooled heat exchanger (or refrigerator or cooler) in which the carbon dioxide containing component is cooled.
  • the liquefaction apparatus 10 may include, for example, a refrigeration machine by which the carbon dioxide-containing component is cooled to produce liquefied carbon dioxide having a temperature of, for example, -10° C. or, for example, -15° C.
  • the heat exchanger (device or apparatus), in which the carbon dioxide-containing component is cooled during liquefaction, can be made, for example, in the form of a condenser.
  • the condenser is a heat exchanger in which liquefied carbon dioxide carbon dioxide is produced by cooling the carbon dioxide containing component.
  • the liquefaction device 10 may include, for example, a compressor (or, for example, a compressor and a pump) in which the carbon dioxide-containing component is compressed.
  • an embodiment of the liquefaction device 10 in which the carbon dioxide-containing component having the desired temperature is compressed, for example, by a compressor (or, for example, a compressor and then a pump) to produce liquefied carbon dioxide. It is also possible, for example, an embodiment of the liquefaction device 10, in which, as noted above, the liquefaction includes several steps.
  • the carbon dioxide-containing component is compressed (for example, by a compressor) and then cooled (for example, in an intercooler) to condense, for example, water vapor and remove water, and in a second liquefaction step, the carbon dioxide-containing component is cooled (for example, in a condenser) to produce liquefied carbon dioxide.
  • the liquefaction 10 may include, for example, a valve for releasing nitrogen or similar non-condensable gas (or gases) during and/or after liquefaction.
  • the liquefaction device 10 may include a container for storing liquefied carbon dioxide.
  • the liquefaction device 10 and the carbon dioxide plant 6 can be configured in which the carbon dioxide plant 6 and the liquefaction device 10 are configured to liquefy at least a portion of the carbon dioxide containing component in the process of extracting the carbon dioxide containing component from the exhaust gases.
  • fractional condensation can be used.
  • liquefaction is carried out with stepwise cooling of the carbon dioxide-containing component in the process of its extraction from the exhaust gases.
  • the liquefaction device 10 may include a feed pump that is configured to pump liquefied carbon dioxide.
  • a feed pump may be included in the liquefaction device 10 if the pressure of the liquefied carbon dioxide needs to be increased.
  • the feed pump for example, a piston pump (plunger pump), a screw pump, a rotary pump or the like can be used.
  • the supply pump may not be included in the device 10 liquefaction.
  • the flow 17 of liquefied carbon dioxide is supplied from the liquefaction device 10 to the injection device 2, which is configured to pump liquefied carbon dioxide into the reservoir 8 of hydrocarbons through the injection well 5.
  • the injection device 2 liquefied carbon dioxide is pumped into the reservoir 8 of hydrocarbons through the injection well 5.
  • liquefied carbon dioxide may be a gas or a liquid or a supercritical fluid, depending on the reservoir pressure and reservoir temperature.
  • Injection of liquefied carbon dioxide into the hydrocarbon deposit 8 will increase the production of the hydrocarbon-containing fluid and improve the quality of the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid due to the increase in methane number, while ensuring the generation of power by the internal combustion engine 3 without emissions to the environment, since carbon dioxide is injected into the deposit of 8 hydrocarbons.
  • small quantities (or volumes) of foreign substances, such as water, may enter.
  • Injection of liquefied carbon dioxide may be carried out in a depleted portion, or in a watered portion, or in a hydrocarbon-saturated portion of hydrocarbon reservoir 8 selected for injection, or the like.
  • the injection of liquefied carbon dioxide may be, for example, into a gas cap of an oil reservoir, or, for example, into an oil-saturated portion of an oil reservoir, or, for example, into a flooded portion of an oil reservoir.
  • the injection device 2 can be performed, for example, in the form of a device for connecting the liquefaction device 10 and the injection well 5, or, for example, in the form of a pipeline equipped with the necessary pipeline fittings, or tubing, or a fitting, or any combination of them, or the like.
  • the pumping device 2 may include a pipeline that is connected to the tubing. In this case, the tubing is placed in the injection well 5, and the injection well 5 and the outlet of the liquefaction device 10 are communicated through the pipeline.
  • the composition of the injection device 2 includes a device (or installation, or unit, or the like) for increasing the pressure of liquefied carbon dioxide.
  • the pumping device 2 may include an injection pump for injection of liquefied carbon dioxide.
  • a pressure pump for example, a piston pump (plunger pump), a screw pump, a rotary pump or the like, any of which can be driven, for example, by an electric motor, or for example, an internal combustion engine 3, can be used.
  • the injection device 2 may include a container for storing liquefied carbon dioxide.
  • liquefied carbon dioxide can be injected into the reservoir 8 of hydrocarbons through the production well 9 (not shown in Fig. 1), for example, to treat the bottomhole zone of the production well 9.
  • This can be used to carry out the "Huff and Puff” process, for example, to perform cyclic injection of liquefied carbon dioxide into the reservoir 8 of hydrocarbons through the production well 9, alternating the injection period, the holding period for the reaction (mixing) of carbon dioxide with reservoir fluids in the bottomhole zone of the production well 9 (during this period, injection and production are not carried out) and the extraction period containing hydrocarbon fluid from the reservoir 8 through the production well 9. It is also possible to use a similar or different variant of the "Huff and Puff" process.
  • injection and extraction are carried out in cycles using more than one well.
  • liquefied carbon dioxide is injected into the hydrocarbon reservoir 8 through the injection well 5
  • the hydrocarbon containing fluid is extracted from the production well 9.
  • liquefied carbon dioxide is injected into the hydrocarbon reservoir 8 through the production well.
  • well 9 (not shown in FIG. 1)
  • the extraction of hydrocarbon-containing fluid is carried out from the injection well 5 (not shown in FIG. 1).
  • FIG. 2 shows a reservoir of 8 hydrocarbons; a production well 9 that has been drilled into the hydrocarbon reservoir 8 and is configured to communicate with the separator 7; injection well 5, which is drilled into the deposit 8 hydrocarbons; injection well 46 drilled into hydrocarbon reservoir 8; a also an embodiment of the proposed complex, which contains: a gas preparation unit 20, which contains a gas purification device 13, a gas treatment device 18, a gas heating device 19; power plant 21, which contains an internal combustion engine 24; carbon dioxide plant 28; cleaning unit 31; liquefaction device 37; an injection device 2 which is configured to communicate with the injection well 5; compressor device 43; device 47 for pumping water.
  • the production well 9 shown in FIG. 2 is similar to the production well 9 shown in FIG. 1.
  • the injection well 5 shown in FIG. 2 is similar to the injection well 5 shown in FIG. 1.
  • the separator 7 shown in FIG. 2 is similar to the separator 7 shown in FIG. 1.
  • the pumping device 2 shown in FIG. similar to the pumping device 2 shown in FIG. one.
  • FIG. fig. 2 An embodiment of the proposed complex and equipment shown in Fig. 2 work as follows. Hydrocarbon-containing fluid is extracted from hydrocarbon reservoir 8 through production well 9. After hydrocarbon reservoir 8 is extracted, hydrocarbon-containing fluid stream 12 enters a separator 7 configured to receive hydrocarbon-containing fluid from production well 9. The hydrocarbon-containing fluid in stream 12 shown in FIG. fig. 2 is identical to the hydrocarbon containing fluid in stream 12 shown in FIG. one.
  • the separator 7 separates the gas from the hydrocarbon containing fluid.
  • the gas stream 14 separated from the hydrocarbon-containing fluid enters the gas treatment unit 20, which has the necessary technical means (for example, an inlet in the form of an inlet or, for example, in the form of an inlet pipe) to enable gas to enter it, separated from the hydrocarbon containing fluid.
  • the performance (composition and the like) of the gas separated from the hydrocarbon containing fluid in the stream 14 shown in FIG. 2 are identical to the performance (composition and the like) of the gas separated from the hydrocarbon containing fluid in stream 14 shown in FIG. one.
  • the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid is prepared for combustion in the power plant 21.
  • the gas preparation unit 20 from the gas separated from containing hydrocarbon fluid remove at least one sulfur-containing substance, and/or solid particles, and/or water (for example, water droplets and/or water vapor), and/or at least part of the heavy hydrocarbons, and/or part of the carbon dioxide and also heat the gas separated from the hydrocarbon containing fluid.
  • the gas treatment unit 20 comprises a gas treatment device 13 which is configured to remove (reduce the concentration) from the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid water and/or solid particles and/or at least one sulfur-containing substance and/or liquid hydrocarbons, and/or the like.
  • the gas purification device 13 may include a device such as a gas separator for removing water, particulate matter, liquid hydrocarbons, and the like.
  • the gas cleaning device 13 may include a glycol gas dehydration unit (or apparatus or apparatus) and/or, for example, a dehydration unit (or apparatus) by gas cooling .
  • the gas treatment device 13 may include, for example, a membrane unit. Or, for example, a soda scrubber or amine technologies or the like can be used to remove at least one sulfur-containing substance.
  • the gas treatment unit 20 includes a gas treatment device 18 which is configured to remove at least a portion of the heavy hydrocarbons and/or a portion of the carbon dioxide. This portion of the carbon dioxide may be removed if there is an excess of carbon dioxide in the gas separated from the hydrocarbon containing fluid.
  • the gas treatment apparatus 18 may include, for example, a low temperature separation unit for fractional separation of the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid.
  • a low-temperature separation unit can be used in which, when the pressure is reduced during the expansion process of the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid, his temperature. This leads to condensation of at least part heavy hydrocarbons and/or part of carbon dioxide.
  • the condensed heavy hydrocarbons produced in the gas treatment device 18 can be sent, for example, for further processing and/or to the injection device 2 for injection into the reservoir 8 of hydrocarbons (not shown in FIG. 2).
  • the condensed carbon dioxide produced in the gas treatment device 18 can be fed, for example, to the liquefaction device 37 and/or the injection device 2 for injection into the reservoir 8 of hydrocarbons (not shown in FIG. 2).
  • the gas preparation unit 20 includes a device 19 (for example, a gas heating exchanger) for heating (raising the temperature) the gas separated from the hydrocarbon containing fluid. Also, the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid can be heated in the power plant 21 (not shown in FIG. 2).
  • the gas preparation unit 20 has the necessary facilities (for example, an outlet, or, for example, an outlet pipe) to exit the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid after it has been prepared in the gas preparation unit 20.
  • the gas stream 22 separated from the fluid containing hydrocarbons is fed (gas supply can be carried out under pressure) to the power plant 21, which contains an internal combustion engine 24.
  • the internal combustion engine 24 has the necessary technical means (in particular, an inlet, for example, in the form of an inlet pipe or, for example, in the form of an inlet pipeline) to allow the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid to enter it from the gas treatment unit 20 .
  • the internal combustion engine 24, during operation combusts the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid with air to generate mechanical power. Exhaust gases resulting from said combustion of the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid are removed (exhausted) from the internal combustion engine 24.
  • the exhaust gases contain nitrogen, carbon dioxide, water (eg, water droplets and/or water vapor).
  • exhaust gases may contain oxygen, nitrogen oxides, soot, particulate matter, unburned hydrocarbons, sulfur-containing substances, carbon monoxide, and the like.
  • the power plant 21 is one of the possible modifications of the power plant 1.
  • the internal combustion engine 24 is one of the possible modifications of the internal combustion engine 3. Design and operation the power plant 21 and the internal combustion engine 24 are similar in structure and operation to the power plant 1 and the internal combustion engine 3 described above.
  • the difference between the internal combustion engine 24 and the internal combustion engine 3 is that the internal combustion engine 24 is configured to operate on gas separated from the hydrocarbon-containing fluid when this gas is supplied from the gas treatment unit 20, and the internal combustion engine 3 is configured to operation on a gas separated from a hydrocarbon-containing fluid, when this gas flows from the separator 7. This difference may lie in the materials used, the compression ratio and other design features that are described in the technical literature and are known to specialists.
  • the differences between the power plant 21 and the internal combustion engine 24 and the power plant 1 and the internal combustion engine 3 are that the power plant 21 and the internal combustion engine 24 are supplemented with technical means for reducing the oxygen concentration in the exhaust gases and technical means for adding a part liquefied carbon dioxide (or a portion of the carbon dioxide-containing component) into a gas separated from the hydrocarbon-containing fluid. Data and other differences will be presented below.
  • the exhaust gas stream 23 is directed to the boiler 26.
  • the boiler 26 can be made, for example, in the form of a heat exchanger.
  • thermal energy heat is obtained from the exhaust gases for use in the desorber 27. Accordingly, in the boiler 26, the temperature of the exhaust gases is lowered.
  • the exhaust gas stream 30 enters the purification unit 31.
  • soot and/or particulate matter and/or water for example, water droplets and/or water vapor
  • nitrogen oxides and/or unburned hydrocarbons and/or oxygen are removed from the exhaust gases, and /or carbon monoxide.
  • the exhaust gases are cooled.
  • the purification unit 31 may contain the following devices (devices, installations): a neutralizer filter (for example, platinum) for removing soot from exhaust gases; a mechanical filter (or, for example, an electrostatic precipitator, or, for example, a scrubber) for removing particulate matter from the exhaust gases; a gas separator (or, for example, a scrubber) to remove water and particulate matter from the exhaust gases; catalytic reactor (for example, with spraying with urea) to remove nitrogen oxides from exhaust gases, as well as devices (for example, using catalytic afterburning) to remove unburned hydrocarbons and / or carbon monoxide and / or oxygen from exhaust gases.
  • a neutralizer filter for example, platinum
  • a mechanical filter or, for example, an electrostatic precipitator, or, for example, a scrubber
  • a gas separator or, for example, a scrubber
  • catalytic reactor for example, with spraying with urea
  • devices for example, using catalytic afterburn
  • a neutralizer filter for example, platinum
  • the purification unit 31 may include an exhaust gas scrubber and cooler, in which the exhaust gases, while washing with water, are cleaned and cooled to a desired temperature.
  • the exhaust gas flow 32 is fed (for example, by a fan or blower, or, for example, a smoke exhauster) to the carbon dioxide plant 28.
  • the carbon dioxide plant 28 is one of the possible modifications of the carbon dioxide plant 6.
  • the carbon dioxide plant 28 is configured to produce a nitrogen-containing exhaust component. gases in the process of extracting the carbon dioxide-containing component of the exhaust gases from the exhaust gases.
  • the carbon dioxide plant 28 contains technical means for absorption and desorption of the carbon dioxide-containing component.
  • the carbon dioxide plant 28 includes an absorption subsystem containing an absorber (also referred to as an absorption column) 29 and a desorption subsystem containing a stripper (also referred to as a stripper or stripper) 27 and a boiler 26.
  • the carbon dioxide containing component is recovered from the exhaust gases as follows.
  • the carbon dioxide-containing component is absorbed from the exhaust gases by a solution (absorbent solution), whereby a carbon dioxide-enriched solution is obtained.
  • the carbon dioxide-containing component may contain other substances (eg, nitrogen and/or oxygen, water, and/or others) that can be absorbed along with the carbon dioxide solution (absorbent solution).
  • concentration of these substances depends on the properties of the absorbent, technological modes of the carbon dioxide plant 28 and the like.
  • Amines for example, an aqueous solution of monoethanolamine
  • the residue of the exhaust gases is a nitrogen-containing component.
  • a nitrogen-containing component is obtained in a carbon dioxide plant 28 .
  • the nitrogen-containing component may contain oxygen, water (for example, in the form of steam), carbon dioxide in a small concentration, and other substances.
  • the stream 33 of the nitrogen-containing component is withdrawn from the absorber 29, and the carbon dioxide-enriched solution is sent to the stripper 27.
  • the carbon dioxide-containing component is separated from the carbon dioxide-enriched solution at the temperature and pressure required for stripping.
  • the carbon dioxide-enriched solution may be heated using the thermal energy (heat) of the exhaust gases.
  • the thermal energy of the exhaust gases is transferred using the boiler 26 to the carbon dioxide-enriched solution.
  • the carbon dioxide-containing component is removed (discharged) from the desorber 27.
  • the carbon dioxide plant 28 may include a heating device (not shown in Fig. 2), in which a coolant (for example, water) is heated using thermal energy (heat) of the carbon dioxide-containing component .
  • the heating device is configured to transfer to the coolant (eg water) at least a portion of the thermal energy of the carbon dioxide-containing component after the carbon dioxide-containing component is removed from the exhaust gases.
  • the temperature of the carbon dioxide-containing component is lowered. Therefore, water vapor and absorbent, which may be present as vapor in the carbon dioxide-containing component, condense in the heating device.
  • the liquefaction device 37 is a modification of the liquefaction device 10.
  • the liquefaction device 37 may include a technical means (eg device) for compressing the carbon dioxide-containing component; technical means (for example, a device) for drying containing carbon dioxide component; technical device (for example, device) for cooling containing carbon dioxide component; a technical means (for example, a device) for injection (or supply) of liquefied carbon dioxide.
  • the liquefaction device 37 shown in FIG. 2 includes a compressor 35, a dryer 36, a condenser 38, and a feed pump 39.
  • the carbon dioxide-containing component is compressed in a compressor 35.
  • the liquefaction unit 37 may include a scrubber for washing (cleaning and cooling) the carbon dioxide-containing component with water prior to compression. in compressor 35.
  • the carbon dioxide-containing component After being compressed in compressor 35, the carbon dioxide-containing component enters a dryer 36, in which water is removed from the carbon dioxide-containing component using, for example, glycol drying, or, for example, adsorbents, or, for example, an intercooler, or the like.
  • the carbon dioxide-containing component After drying, the carbon dioxide-containing component enters the condenser 38, which is cooled, for example, by a refrigeration machine, or, for example, by water, or, for example, by a stream of air.
  • the condenser 38 the carbon dioxide containing component is cooled.
  • at least a portion of the carbon dioxide-containing component is liquefied. That is, liquefied carbon dioxide is produced in the condenser 38.
  • a small amount of water and/or a small amount of non-condensable gas (or gases), such as nitrogen and/or oxygen and/or the like, for example, can be dissolved in the liquefied carbon dioxide.
  • the undissolved portion of the non-condensable gas (or gases) is removed from the condenser 38, for example, using a purge valve (not shown in FIG. 2).
  • a purge valve not shown in FIG. 2.
  • the concentration of carbon dioxide in liquefied carbon dioxide may be about 95%, or about 99.5%, or 99.9% or more.
  • Liquefied carbon dioxide enters the supply pump 39, which is configured to pump liquefied carbon dioxide.
  • the liquefaction device 37 may include a temperature control device (not shown in FIG. 2) which, after liquefaction or during liquefaction of at least a portion of the carbon dioxide containing component, sets the desired temperature of the liquefied carbon dioxide. Setting the required temperature of liquefied carbon dioxide is required in order, for example, to avoid adverse effects on equipment at low temperatures (for example, at -20 °C and below) of liquefied carbon dioxide, or, for example, in order to avoid the formation of ice blockages in pipelines, or, for example, to maintaining the required temperature of liquefied carbon dioxide when 8 hydrocarbons are injected into the deposit.
  • the thermostatic device can be placed in the liquefaction device 37 or can be made as a separate device (not shown in FIG. 2).
  • Liquefied carbon dioxide from the liquefaction device 37 is fed into the injection device 2 by a feed pump 39.
  • the flow 40 of liquefied carbon dioxide from the liquefaction device 37 is supplied under pressure to the injection device 2.
  • liquefied carbon dioxide is pumped into the reservoir 8 of hydrocarbons through the injection well 5 (valve 41 closed).
  • the liquefied carbon dioxide and/or carbon dioxide-containing component Prior to injection into reservoir 8, the liquefied carbon dioxide and/or carbon dioxide-containing component may be supplemented (not shown in FIG. 2) with at least a portion of the heavy hydrocarbons produced in gas treatment device 18 and/or carbon dioxide produced in device 18 gas processing.
  • a device (such as a mixer) configured to add to the liquefied carbon dioxide (and/or carbon dioxide-containing component) at least a portion of the heavy hydrocarbons (and/or carbon dioxide) can be placed, for example, in the liquefaction device 37, or, for example, in the pumping device 2, or to perform, for example, in the form of a separate unit.
  • the hydrocarbon reservoir 8 may be injected with at least a portion of the nitrogen containing component in addition to the liquefied carbon dioxide as follows. After injection into the reservoir 8 through the injection well 5 (using the injection device 2) liquefied carbon dioxide in an amount sufficient to form a rim of carbon dioxide in the reservoir 8, the flow 42 of the nitrogen-containing component from the carbon dioxide plant 28 is sent (valve 44 closed) into the compressor device 43.
  • the compressor device 43 is configured to inject a nitrogen-containing component into the hydrocarbon reservoir 8 through an injection well 5.
  • the compressor device 43 may include at least one of the following technical devices: a compressor (or pumping unit), a pipeline, tubing, a fitting, and the like.
  • the nitrogen-containing component is injected into the hydrocarbon deposit 8 through the injection well 5 (valve 41 is open) to move the carbon dioxide slug, for example, to the production well 9.
  • technical measures are provided (for example, pressure is limited when injecting nitrogen containing component) to prevent nitrogen breakthrough into any production well drilled into hydrocarbon reservoir 8.
  • oxygen may be present in the nitrogen-containing component.
  • part of the nitrogen-containing component, or part of the carbon dioxide-containing component, or part of the liquefied carbon dioxide, or part of the exhaust gases can be used.
  • a stream 45 of a portion of the nitrogen-containing component is sent (valve 44 open) from the carbon dioxide plant 28 to the power plant 21.
  • the power plant 21 for example, in an internal combustion engine 24
  • a portion of the nitrogen-containing component is added to the air used as an oxidizer (and/ or compressed gas-air mixture).
  • the proportion between air and gas separated from the hydrocarbon-containing fluid is set in such a way as to ensure the combustion of combustible substances (which contains the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid) and reduce the oxygen concentration in the exhaust gases.
  • the compressed gas-air mixture contains air in an amount not less than theoretically necessary for the oxidation of combustible substances.
  • maintaining the required temperature in the combustion chamber is carried out not by adjusting the excess air ratio, but by adding the required amount of a nitrogen-containing component.
  • a part of the nitrogen-containing component a part of containing carbon dioxide component, and/or part of the liquefied carbon dioxide, and/or part of the exhaust gases.
  • a device for adding part of the nitrogen-containing component (and/or part of the exhaust gases) and/or part of the liquefied carbon dioxide (and/or part of the carbon dioxide-containing component) to the air (and/or to the compressed gas-air mixture) can be placed, for example, in power plant 21, or, for example, provide in the design of the internal combustion engine 24.
  • part of the nitrogen-containing component (and/or part of the exhaust gases) and/or part of the liquefied carbon dioxide (and/or part of the carbon dioxide-containing component) may be added to the air (and/or compressed air-gas mixture) using any of such devices as, for example, a mixer, a blower, a mixing valve or the like.
  • the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid has a low methane number.
  • a part of the carbon dioxide containing component and/or a part of liquefied carbon dioxide can be added to the gas separated from the hydrocarbon containing fluid to increase the methane number.
  • part of the carbon dioxide-containing component and/or part of the liquefied carbon dioxide can be sent (not shown in FIG. 2) to the power plant 21, for example, from the carbon dioxide plant 28 and/or from the liquefaction device 37.
  • Various devices may be used to add a portion of the carbon dioxide-containing component (and/or a portion of the liquefied carbon dioxide) to the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid and/or to the air used as an oxidizer and/or to the compressed gas-air mixture containing air. and a gas separated from a hydrocarbon containing fluid.
  • a portion of the carbon dioxide-containing component and/or a portion of the liquefied carbon dioxide may be added to the gas separated from the hydrocarbon-containing fluid and/or to the air used as an oxidizer (and/or to the compressed gas-air mixture) using such a device.
  • a mixer such as a mixer, or, for example, a blower, or a mixing valve, or the like.
  • Water is pumped into the reservoir 8 of hydrocarbons through the injection well 46.
  • the water to be injected into the hydrocarbon deposit 8 enters a water injection device 47 configured to inject water into the hydrocarbon reservoir 8 through an injection well 5.
  • the water injection device 47 includes a pump (or pumping and compressor unit) that injects water into the reservoir. 8 hydrocarbons through the injection well 46.
  • the water can be heated before injection into the deposit 8 hydrocarbons, for example, in a heating device and / or in a waste heat boiler, and/or in the heat exchanger of the cooling system (not shown in Fig. 2).
  • the waste heat boiler may be part of the power plant 21.
  • the power plant 21 may include a cooling system with a cooling system heat exchanger, in which at least part of the thermal energy (heat) of the cooling system is transferred to water for heating.
  • the water may also be heated in a heating device (not shown in FIG. 2) in which at least a portion of the thermal energy (heat) of the carbon dioxide containing component is transferred to the water for heating after the carbon dioxide containing component is removed from the exhaust gases.
  • a heating device can be placed, for example, in a carbon dioxide plant 28.
  • Water and liquefied carbon dioxide may be pumped alternately into the hydrocarbon pool 8 in some variation of the "Water-Alternating-Gas" process. Also, water and liquefied carbon dioxide can be pumped into the reservoir 8 hydrocarbons at the same time. At the same time, liquefied carbon dioxide and water can be injected into the hydrocarbon deposit 8 not only through different injection wells, for example, liquefied carbon dioxide through injection well 5, but water through injection well 46. Also, liquefied carbon dioxide and water can be injected (alternately or simultaneously) into the deposit of 8 hydrocarbons through one injection well (not shown in Fig. 2).
  • the gas (associated petroleum gas) is separated from the hydrocarbon containing fluid.
  • Associated petroleum gas in the amount of 1700 m 3 /hour enters 3 power plants, each of which contains a gas engine and an electric generator. Passing the petroleum gas is combusted with air in gas engines, each of which is configured to operate by said combustion of associated petroleum gas.
  • Gas engines drive electrical generators that generate electricity.
  • Power plants contain heat exchangers for generating thermal energy (heat).
  • the carbon dioxide-containing exhaust gas component is recovered from the exhaust gases of gas engines in a carbon dioxide plant.
  • the carbon dioxide plant contains a heat exchanger for generating thermal energy (heat).
  • At least a portion of the carbon dioxide-containing component is liquefied in a liquefaction device to produce liquefied carbon dioxide.
  • Liquefied carbon dioxide is pumped into the oil reservoir through injection wells using a pumping device.
  • composition of associated petroleum gas after the breakthrough of carbon dioxide into production wells methane 49%, ethane 11.9%, propane 7%, butane 2.1%, carbon dioxide 30%.
  • the methane number of this associated petroleum gas is higher than the typical minimum allowable value for a gas engine, the value of which is assumed to be 52 /cm. Ivanov S. S., Tarasov M. Yu. Requirements for the preparation of dissolved gas for powering gas piston engines. Oil Industry, 2011, No. 1, p. 102-105/.
  • the electrical power generated by the power plants is about 5.5 MW, of which about 0.5 MW is consumed in the liquefaction unit and the injection unit.
  • the thermal power generated is about 5.7 Gcal/h, of which 1.8 Gcal/h is consumed in the carbon dioxide plant when extracting the carbon dioxide-containing component from the exhaust gases.
  • Liquefied carbon dioxide is obtained in an amount of about 3800 kg/h (technological losses are taken into account). Liquefied carbon dioxide contains about 99.5% carbon dioxide.
  • the pressure of liquefied carbon dioxide is set to about 30 MPa when liquefied carbon dioxide is injected into the oil reservoir through injection wells.

Abstract

Изобретение относится к комплексу для добычи содержащего углеводороды флюида из залежи углеводородов. Комплекс для добычи включает энергосиловую установку, углекислотную установку, устройство сжижения и закачивающее устройство. Энергосиловая установка содержит двигатель внутреннего сгорания. Двигатель внутреннего сгорания выполнен с возможностью работы посредством сжигания газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, с воздухом. Двигатель внутреннего сгорания выполнен с возможностью образования сжатой газовоздушной смеси, содержащей воздух и газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида. Двигатель внутреннего сгорания выполнен с возможностью образования упомянутой сжатой газовоздушной смеси до упомянутого сжигания. Углекислотная установка выполнена с возможностью извлечения из выхлопных газов содержащего диоксид углерода компонента выхлопных газов. Устройство сжижения выполнено с возможностью сжижения части содержащего диоксид углерода компонента для получения сжиженного диоксида углерода. Закачивающее устройство выполнено с возможностью закачки сжиженного диоксида углерода в залежь углеводородов через одну скважину.

Description

КОМПЛЕКС ДЛЯ ДОБЫЧИ СОДЕРЖАЩЕГО УГЛЕВОДОРОДЫ ФЛЮИДА ИЗ ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. В частности, изобретение относится к способам и комплексам для добычи углеводородов из залежей углеводородов, например, из нефтяных залежей, или, например, из газоконденсатных залежей, или, например, из газовых залежей.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Известна закачка негорючих газов (таких, как азот, диоксид углерода, выхлопные газы и тому подобных) в залежи углеводородов для повышения эффективности добычи содержащего углеводороды флюида.
Например, в патенте US № 4895710 предложен комплекс, включающий камеру сгорания, в которой природный газ сжигают с воздухом, сжатым в компрессоре. После удаления из выхлопных газов диоксида углерода в абсорбционном устройстве, оставшийся азот сжимают в выходном компрессоре и используют для нагнетания в нефтяные или газовые скважины. Тепловую энергию, выделяющуюся при сжигании, используют для получения механической работы посредством теплообменника, парового котла и паровой турбины. Однако необходимы значительные затраты энергии на сжатие азота для закачки в залежь углеводородов. Более того, этот комплекс не обеспечивает эффективного использования газа, который отделяют от содержащего углеводороды флюида.
В патенте US № 10315150 представлен комплекс, в котором топливный газ, содержащий углеводороды, сжигают с кислородосодержащим окислителем в энергосиловой установке. Из выхлопных газов извлекают диоксид углерода, при этом получают твердый диоксид углерода посредством морозильной камеры. Твердый диоксид углерода плавят в плавильной камере для получения жидкого диоксида углерода. Затем жидкий диоксид углерода переводят в газообразный диоксид углерода, который используют для повышения добычи углеводородов. Однако необходимы значительные затраты энергии на сжатие диоксида углерода для закачки в залежь углеводородов. Более того, этот комплекс не обеспечивает эффективного использования газа, который отделяют от содержащего углеводороды флюида.
Вместе с тем закачка негорючего газа в залежи углеводородов неразрывно связана со значительным повышением концентрации негорючего газа в газе, отделенном от содержащего углеводороды флюида /см. Балинт В., Бан А., Долешал Ш. И др. Применение углекислого газа в добыче нефти. М.: Недра, 1977, с. 221, с. 232; Schedel R.L. EOR +СО2 = A gas processing challenge. //Oil and Gas Journal, 1982, Vol. 80, No. 43, Oct. 25, p. 158, p. 163 - 166/. Значительное повышение концентрации негорючего газа в газе, отделенном от содержащего углеводороды флюида, обусловлено прорывом в добывающие скважины негорючего газа, закачиваемого в залежь. Например, при закачке диоксида углерода в нефтяную залежь возможно повышение его содержания до 90 % в попутном нефтяном газе через шесть месяцев после начала закачки /см. Schedel R.L. EOR + СО2 = A gas processing challenge. //Oil and Gas Journal, 1982, Vol. 80, No. 43, Oct. 25, p. 158, p. 163 - 166/.
Присутствие инертного газа (негорючего газа) в газе, отделенном от содержащего углеводороды флюида, ухудшает качество, снижает теплоту сгорания и затрудняет сжигание газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида. Соответственно использование в качестве топлива газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, связано со значительными затруднениями.
Известны комплексы для добычи углеводородов, в которых газ, разбавленный негорючим газом, сжигают с окислителем, обогащенным кислородом.
В патенте РФ № 2038467 представлен комплекс, который включает энергосиловую установку и закачивающее устройство (в виде установки компрессии). Известная энергосиловая установка содержит паровой турбоагрегат и паровой котел, в котором попутный нефтяной газ (газ, который отделен от содержащего углеводороды флюида такого, как флюид, содержащий нефть) сжигают с искусственным кислородосодержащим окислителем (содержит кислород, диоксид углерода и пар), при этом получают диоксид углерода для закачки в залежь углеводородов. Однако необходимы значительные затраты энергии на получение кислорода в воздухоразделительной установке. Воздухоразделительная установка имеет высокую стоимость, а энергосиловая установка, содержащая паровой турбоагрегат и паровой котел, имеет низкие энергетические характеристики. Также известный комплекс не обеспечивает эффективного воздействия на залежь углеводородов из-за того, что значительная часть выработанного диоксида углерода переходит в карбонизированную воду, которая образуется после сжигания в искусственном кислородосодержащем окислителе, и, которая менее эффективно воздействует на залежь углеводородов по сравнению с диоксидом углерода.
В патенте US № 4344486 представлен комплекс, который включает котел, оборудование для выработки энергии и закачивающее устройство. В данном комплексе газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, сжигают с обогащенным кислородом газом, а продукты сгорания, в которых преобладает диоксид углерода, закачивают в залежь углеводородов. Однако необходимы значительные затраты энергии на получение кислорода. Также производство кислорода имеет высокую стоимость. Кроме этого, значительное количество энергии расходуют на сжатие потока продуктов сгорания, содержащих диоксид углерода, для закачки в залежь углеводородов.
Также известны комплексы для добычи углеводородов, в которых, чтобы осуществить сжигание, используют технические решения по повышению теплоты сгорания газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, если данный газ разбавлен негорючим газом.
В статье /Hlozek R.J. “Engine-Exhaust Gas Offers Alternative for EOR,” Oil and Gas Journal, Apr. 1, 1985, p.p. 75-78/ представлена выработка в газовых двигателях выхлопных газов для закачки в нефтяную залежь. Для выработки выхлопных газов в газовых двигателях сжигают метан. Отмечается, что в качестве топлива может быть использован газ, который отделяют от содержащего углеводороды флюида, извлеченного из залежи углеводородов. Причем при снижении теплоты сгорания газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, ниже 950 BTU/cu ft (то есть ниже теплоты сгорания метана) необходимо извлекать азот и диоксид углерода из газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, чтобы использовать данный газ в качестве топлива газовых двигателей. Однако это обусловливает необходимость удаления азота и диоксида углерода практически в течение всего времени реализации проекта, что потребует значительных энергозатрат и дополнительных затрат на приобретение и обслуживание дорогостоящего оборудования. Кроме того, необходимы значительные затраты энергии на сжатие выхлопных газов для закачки в залежь углеводородов. Bleakley W.B. в своей статье, описывает комплекс, который обеспечивает нагнетание дымовых газов в нефтяную залежь. Газ отделяют от содержащего углеводороды флюида, извлеченного из нефтяной залежи. Газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, смешивают с этаном и пропаном, чтобы повысить теплоту сгорания. Затем газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, сжигают в энергосиловой установке, содержащей паровые котлы и паровую турбину, с получением дымовых газов /Bleakley W.B., "Block 31 Miscible Flood Remains Strong," Petroleum Engineer International, Nov., 1982, p.p. 84, 86, 90, 92/. Паровая турбина приводит в действие компрессор, в котором сжимают дымовые газы для закачки в нефтяную залежь. В этом комплексе сжигаются горючие вещества (этан и пропан) с высокой теплотой сгорания, которые имеют достаточно высокую стоимость. Также значительное количество энергии расходуют на сжатие получаемых в энергосиловой установке дымовых газов в процессе закачки их в нефтяную залежь. При этом в энергосиловой установке вырабатывают лишь часть энергии, необходимой для сжатия дымовых газов. Используя вырабатываемую в энергосиловой установке энергию, дымовые газы сжимают до давления 1200 psi (при требуемом давлении 4200 psi).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому комплексу и достигаемому результату является комплекс, описанный патенте US № 7299868, который включает энергосиловую установку и закачивающее устройство для закачки в залежь углеводородов выхлопных газов, при этом энергосиловая установка содержит двигатель внутреннего сгорания, который выполнен с возможностью работы посредством сжигания газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, причем двигатель внутреннего сгорания выполнен с возможностью образования сжатой газовоздушной смеси (которая содержит воздух и газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида) до сжигания. В данном комплексе отсутствует необходимость использования специально вырабатываемых окислителей для сжигания газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида.
Однако, процесс горения сжатой газовоздушной смеси протекает неустойчиво, возникает детонация. Это обусловлено тем, что природный газ, такой как, газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, имеет низкое значение метанового числа, которое характеризует детонационную стойкость топливного газа. В связи с этим двигатель внутреннего сгорания данного комплекса может работать только на пониженной мощности. Так, устойчивая работа газовых двигателей на газе, отделенном от содержащего углеводороды флюида, например, попутном нефтяном газе может осуществляться лишь при мощности 60 - 70 % номинальной /см. Иванов С. С., Тарасов М. Ю. Требования к подготовке растворенного газа для питания газопоршневых двигателей. Нефтяное хозяйство, 2011, № 1, с. 102 - 105/. Соответственно будет снижаться количество энергии, вырабатываемой энергосиловой установкой.
В патенте US № 7299868 описано, что часть количества выхлопных газов могут добавлять в газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, для корректировки детонационной характеристики, которая представляет собой зависимость граничного угла опережения зажигания (при котором появляется начало детонации) от числа оборотов двигателя. Однако, из-за значительного присутствия азота в выхлопных газах добавление выхлопных газов в газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, не обеспечивает повышение метанового числа газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида. Причем добавление выхлопных газов в газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, преимущественно влечет снижение метанового числа газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида. Например, метановое число попутного нефтяного газа (который содержит 75 об. % метана, 20 об. % этана и 5 об. % пропана) при его разбавлении на 25 об. % выхлопными газами (которые содержат 88 об. % азота и 12 об. % диоксида углерода) снижается более чем на 40 % /расчеты выполнены с использованием соотношений, приведенных в работе Иванов С. С., Тарасов М. Ю. Требования к подготовке растворенного газа для питания газопоршневых двигателей. Нефтяное хозяйство, 2011, № 1, с. 102 - 105/. Такое снижение метанового числа попутного нефтяного газа влечет значительное понижение мощности (и энергии), вырабатываемой двигателем внутреннего сгорания. Например, при снижении метанового числа с 70 до 40 (примерно на 40 %), мощность газотурбинного двигателя падает с 95 % до 55 % /Веревкин А. П., Селезнев С. Б. Утилизация попутного нефтяного газа на основе электрогенерации: проблемы и решения. Нефтегазовое дело, 2015, т. 13, № 1, с. 56 - 62/.
Соответственно, закачка в залежь углеводородов выхлопных газов, содержащих азот и диоксид углерода, также не влечет повышение метанового числа газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, а, напротив, преимущественно приводит к снижению метанового числа газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида.
Каких-либо технических решений по устранению данного недостатка в патенте US № 7299868 не предложено. В патенте US № 7299868 предложено при подготовке выхлопных газов к закачке понижать концентрацию азота в выхлопных газах в зависимости от геолого-физической характеристики залежи углеводородов. Что, как известно, обеспечивает повышение эффективности добычи жидких углеводородов. Однако понижение концентрации азота, особенно получение небольшой концентрации азота в выхлопных газах, требует значительных энергозатрат. Это обусловлено тем, что для понижения концентрации азота необходимо производить извлечение из выхлопных газов азота, который имеет низкую химическую активность. В связи с чем для извлечения азота из выхлопных газов требуется получать сверхнизкие температуры, например, с использованием криогенной техники, либо для извлечения азота из выхлопных газов необходимо значительно повышать давление выхлопных газов, например, при использовании мембранных технологий.
Понижение концентрации азота в закачиваемых выхлопных газах в зависимости от геолого-физической характеристики залежи углеводородов приводит к повышению и установлению в закачиваемых выхлопных газах необходимого парциального давления диоксида углерода для улучшения в данной залежи взаимодействия диоксида углерода с пластовыми флюидами, прежде всего, для растворения в них диоксида углерода. Причем растворимость диоксида углерода в нефти выше растворимости азота в среднем в 6-8 раз /см., например, Качмар Ю. Д., Янив В. Е., Рыбчак Е. В., Зинчук Н. С. Применение азота в добыче нефти. М.: ВНИИОНГ, 1973, с. 3; Балинт В., Бан А., Долешан Ш. и др. Применение углекислого газа в добыче нефти. М.: Недра, 1977, с. 16/. В связи с чем при фильтрации закачиваемых выхлопных газов по пласту в пластовых флюидах растворяется преимущественно диоксид углерода, тогда как большая часть азота прорывается в добывающие скважины и лишь незначительная часть растворяется в пластовых флюидах. Что не вызывает повышения, а напротив, преимущественно приводит к снижению метанового числа газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида.
В свою очередь, низкое значение метанового числа обуславливает работу двигателя внутреннего сгорания на пониженной мощности, что приводит к снижению количества вырабатываемой энергосиловой установкой энергии. Кроме того, необходимо отметить, что требуются значительные затраты энергии на сжатие выхлопных газов для закачки в залежь углеводородов, при этом закачка выхлопных газов не обеспечивает существенного повышения добычи жидких углеводородов.
В патенте № 10976295 отмечается, что удаление из природного газа этана или более тяжелых углеводородов обеспечивает повышение метанового числа.
Комбинация комплексов, описанных в патентах US № 7299868 и US № 10976295, обеспечит повышение метанового числа газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида. Однако, такая комбинация данных комплексов требует использования дополнительного дорогостоящего оборудования и не устраняет недостатки комплекса, представленного в патенте US № 7299868, такие как значительные затраты энергии на сжатие выхлопных газов для закачки в залежь углеводородов и относительно невысокое повышение добычи жидких углеводородов. Более того, удаление из газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, этана или более тяжелых углеводородов снизит эффективность работы двигателя внутреннего сгорания. Поскольку теплота сгорания газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, относительно невелика, из-за того, что газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, разбавлен негорючими газами. А удаление этана или более тяжелых углеводородов еще более понизит теплоту сгорания газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида.
В связи с изложенным, настоящее изобретение направлено на создание комплекса для добычи содержащего углеводороды флюида из залежи углеводородов, в котором недостатки и несовершенства представленных комплексов устранены.
Целью настоящего изобретения является создание комплекса для добычи содержащего углеводороды флюида из залежи углеводородов, который обеспечивает повышение нефтеотдачи при разработке нефтяных месторождений (и повышении конденсатоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений), снижение затрат энергии на процесс закачки, а также повышение генерируемой мощности и увеличение количества вырабатываемой энергии.
Другой целью настоящего изобретения является создание комплекса для добычи содержащего углеводороды флюида из залежи углеводородов, который посредством закачки в упомянутую залежь сжиженного диоксида углерода обеспечивает повышение качества газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, для условий сжигания с воздухом в двигателе внутреннего сгорания, выполненным с возможностью образования сжатой газовоздушной смеси до сжигания.
Еще другой целью настоящего изобретения является создание комплекса для добычи содержащего углеводороды флюида из залежи углеводородов, в котором отсутствует необходимость применения дорогостоящего оборудование для получения из выхлопных газов двигателя внутреннего сгорания сжиженного диоксида углерода, предназначенного для закачки в залежь углеводородов, и, при этом достигается снижение затрат энергии на процесс закачки.
И еще целью настоящего изобретения является создание комплекса для добычи содержащего углеводороды флюида из залежи углеводородов, который обеспечивает эффективное и экологически безопасное производство энергии из газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, без выбросов диоксида углерода в окружающую среду.
Эти и другие цели, особенности и преимущества настоящего изобретения изложены в описании и будут очевидны специалистам после прочтения следующего описания, рисунков и формулы изобретения.
В описании и формуле изобретения указанные ниже термины имеют следующее значение.
Термин «флюид» обозначает 1) вещество, которое обладает свойством текучести; или 2) комбинацию веществ (например, смесь или раствор), которая обладает свойством текучести. Примером флюида может служить газ, или жидкость, или смесь газа и жидкости, или раствор в виде жидкости с растворенным в ней газом. При этом флюид может содержать примеси, такие как твердые частицы, например, частицы породы. Примером содержащего углеводороды флюида может служить нефть; или нефть, в которой растворен газ (который содержит по крайней мере один газообразный углеводород, а также может содержать по крайней мере один негорючий газ, например, такой как диоксид углерода, и/или азот, и/или подобный); или смесь, содержащая газовый конденсат и газ (который содержит по крайней мере один газообразный углеводород, а также может содержать по крайней мере один негорючий газ, например, такой как диоксид углерода, и/или азот, и/или подобный). Природный газ является еще одним примером содержащего углеводороды флюида. Также примером содержащего углеводороды флюида может служить смесь (например, в виде эмульсии), содержащая нефть, воду и газ. Еще одним примером содержащего углеводороды флюида может быть смесь, содержащая газовый конденсат, газ и воду. Могут быть другие примеры содержащего углеводороды флюида. Термин «содержащий углеводороды флюид», термин «содержащий углеводород флюид», термин «флюид, содержащий углеводороды» и термин «флюид, содержащий углеводород» взаимозаменяемы, любой из этих терминов означает флюид, содержащий по крайней мере один углеводород.
Термин «газ» и термин «пар» взаимозаменяемы, любой из этих терминов обозначает: 1) вещество в газообразном агрегатном состоянии или смесь веществ в газообразном агрегатном состоянии; или 2) вещество при температуре выше критической температуры (для данного вещества) и давлении выше критического давления (для данного вещества), если при указанных давлении и температуре плотность данного вещества имеет значение не более максимального значения плотности данного вещества в газообразном агрегатном состоянии; или 3) смесь веществ при температуре, которая выше критической температуры по крайней мере для одного вещества данной смеси, и установленном (или заданном) давлении, если при указанных давлении и температуре плотность данной смеси принимает значение не более максимального значения плотности данной смеси в условиях, когда все вещества данной смеси находятся в газообразном агрегатном состоянии.
Термин «жидкость» обозначает: 1) вещество в жидком агрегатном состоянии; или 2) раствор, в котором вещество, являющееся растворителем в данном растворе, находится в жидком агрегатном состоянии; или 3) смесь веществ, любое из которых находится в жидком агрегатном состоянии или растворено в веществе в жидком агрегатном состоянии; или 4) вещество при температуре выше критической температуры (для данного вещества) и давлении выше критического давления (для данного вещества), если при указанных давлении и температуре плотность данного вещества имеет значение не менее минимального значения плотности данного вещества в жидком агрегатном состоянии; или 5) раствор (то есть однородная смесь) при температуре, которая выше критической температуры для вещества, являющегося растворителем в данном растворе, и установленном (или заданном) давлении, если при указанных давлении и температуре плотность данного раствора принимает значение не менее минимального значения плотности данного раствора в условиях, когда упомянутое вещество (растворитель) находится в жидком агрегатном состоянии; или 6) смесь веществ при температуре, которая выше критической температуры по крайней мере для одного вещества данной смеси, и установленном (или заданном) давлении, если при указанных давлении и температуре плотность данной смеси принимает значение не менее минимального значения плотности данной смеси в условиях, когда каждое из веществ данной смеси находится в жидком агрегатном состоянии или растворено в веществе в жидком агрегатном состоянии.
За исключением случаев (и условий), указанных при описании терминов «газ» и «жидкость», термин «сверхкритический флюид» обозначает вещество в сверхкритическом агрегатном состоянии (то есть давление и температура данного вещества выше критических значений для данного вещества) или смесь веществ, по крайней мере одно из которых находится в сверхкритическом агрегатном состоянии.
Термин «углеводород» обозначает органическое соединение, состоящее только из атомов водорода и углерода. Примером углеводорода может быть метан, или, например, этан, или, например, гексан, или, например, октен, или, например, декан, или подобное вещество.
Термин «диоксид углерода» обозначает вещество с химической формулой СОг.
Термин «сжиженный диоксид углерода» обозначает: 1) жидкость, которая получена в результате сжижения по крайней мере части газа (или по крайней мере части сверхкритического флюида), содержащего диоксид углерода, и, которая состоит из диоксида углерода; или
2) жидкость, которая получена в результате сжижения по крайней мере части газа (или по крайней мере части сверхкритического флюида), содержащего диоксид углерода, и, которая содержит диоксид углерода и растворенное в нем (то есть в диоксиде углерода) по крайней мере одно вещество. Например, в сжиженном диоксиде углерода может быть растворено по крайней мере одно из следующих веществ: азот, кислород, вода, и подобное.
Термин «формация» («залежь») обозначает любую область (или тело), которая находится под поверхностью Земли, и, которая может быть охарактеризована по крайней мере одним признаком, отсутствующим у находящейся рядом области (или тела). Таким признаком может быть, например, характеристика горной породы (или горных пород), или, например, присутствие углеводородов. Формацию (залежь), которая содержит содержащий углеводороды флюид, будем называть «содержащая углеводороды формация» («залежь углеводородов»). Примером содержащей углеводороды формации (залежи углеводородов) может быть, например, содержащая нефть формация (нефтяная залежь). Также примером содержащей углеводороды формации (залежи углеводородов) может быть, например, содержащая газ формация (газовая залежь). Еще одним примером содержащей углеводороды формации (залежи углеводородов) может быть, например, содержащая газовый конденсат формация (газоконденсатная залежь). Формация может иметь коллектор (или несколько коллекторов), где в порах и/или трещинах находится флюид. Формация может содержать, например, осадочные горные породы, и/или магматические горные породы, и/или метаморфические горные породы, и/или воду, и/или углеводороды, и/или другие вещества.
Термин «сепаратор» обозначает любое техническое средство (установку, устройство, сооружение, любую их комбинацию и тому подобное) для отделения газа от содержащего углеводороды флюида. Сепаратор, например, может быть двухфазным (в котором газ отделяют от жидкости) или, например, трехфазным (в трехфазном сепараторе могут разделять содержащий углеводороды флюид на газ, жидкие углеводороды и воду). Сепаратор может быть установлен, например, на поверхности Земли (при этом поверхность Земли может представлять собой сушу или воду) или, например, в скважине. Сепаратор, который установлен в скважине, могут называть скважинным сепаратором. Также сепаратор могут называть газовым якорем. Боле того, например, устройство для получения газа из затрубного пространства скважины также является сепаратором.
Термин «энергосиловая установка» обозначает: 1) устройство, способное вырабатывать энергию или 2) комбинацию оборудования, способную вырабатывать энергию. В энергосиловой установке могут вырабатывать, например, механическую, или электрическую, или тепловую энергию, или любую комбинацию данных видов энергии. Например, энергосиловая установка может содержать двигатель внутреннего сгорания для выработки механической энергии. Например, для выработки электроэнергии в состав энергосиловой установки могут быть включены двигатель внутреннего сгорания и электрический генератор, вал которого соединяют с валом двигателя внутреннего сгорания муфтой (или ременной передачей, или зубчатой передачей, или тому подобным). А для выработки тепловой энергии в энергосиловой установке, например, к системе охлаждения двигателя внутреннего сгорания может быть подсоединен теплообменник, в котором нагревают теплоноситель, например воду. Также для выработки тепловой энергии в энергосиловой установке может быть установлен, например, котел-утилизатор, в котором теплота (тепловая энергия) выхлопных газов используется для нагрева теплоносителя, например воды. Энергосиловую установку, которая совместно вырабатывает электроэнергию и тепловую энергию иногда называют когенерационной (или комбинированной, или комбинированного цикла) установкой (или станцией), или теплоэлектроцентралью, или подобным образом. Термин «энергосиловая установка» взаимозаменяем с любым из следующих терминов: «силовая станция», или «генерирующая станция», или «генерирующая установка», или подобным. Газотурбинная установка, газотурбинная станция, газопоршневая установка, газопоршневая станция, двигательная энергосиловая установка, электростанция и тому подобное являются примерами энергосиловой установки в различных исполнениях.
Термин «газовый двигатель» обозначает двигатель внутреннего сгорания, работающий на газообразном топливе. Термин «газовый двигатель» взаимозаменяем с любым из следующих терминов: «питаемый газом двигатель», или «питаемый природным газом двигатель», «или двигатель на природном газе» или подобным. При этом термин «газовый двигатель» не охватывает понятие «газотурбинный двигатель». Термин «газовый двигатель» преимущественно используют для обозначения поршневого двигателя внутреннего сгорания (то есть двигателя внутреннего сгорания с возвратно-поступательным движением поршня), работающего на газообразном топливе. Примером газового двигателя является любой работающий на газообразном топливе поршневой двигатель внутреннего сгорания, который может быть выполнен с возвратно-поступательным движением поршня (поршней) в цилиндре (цилиндрах), при этом расширяющиеся продукты сгорания перемещают поршень (поршни) и таким образом механическая энергия производится. Или примером газового двигателя может быть работающий на газообразном топливе роторно-поршневой двигатель внутреннего сгорания (двигатель Ванкеля). Газовый двигатель может быть выполнен, например, с искровым зажиганием смеси газообразного топлива и окислителя (например, такого как воздух) в камере сгорания, или, например, с форкамерно-факельным зажиганием смеси газообразного топлива и окислителя (например, воздуха), или, например, с лазерным зажиганием смеси газообразного топлива и окислителя (например, такого как воздух). Для обозначения газового двигателя с искровым зажиганием могут быть использованы термины «питаемый природным газом двигатель с искровым зажиганием» или «питаемый природным газом двигатель искрового зажигания». Также, например, газовый двигатель может быть выполнен с воспламенением смеси газообразного топлива и окислителя (например, такого как воздух) путем впрыскивания в цилиндр в конце такта сжатия небольшой порции жидкого топлива (газовый двигатель с воспламенением жидким топливом также называют газодизелем или двухтопливным двигателем).
Термин «газотурбинный двигатель» обозначает двигатель внутреннего сгорания, работающий на газообразном топливе, который имеет в своем составе турбину, приводимую в действие расширяющимися продуктами сгорания газообразного топлива. В технической литературе для обозначения газотурбинного двигателя иногда используют термин «газовая турбина». Однако, если используют термин «газотурбинный двигатель», то тогда термин «газовая турбина» могут применять для обозначения турбины, которая входит в состав газотурбинного двигателя.
Термин «воздух» обозначает содержащий кислород газ. Предпочтительно термин «воздух» используется в отношении газообразной смеси (то есть газа), образующей земную атмосферу, или подобной газообразной смеси. Например, термин «воздух» используется для обозначения газообразной смеси, содержащей около 20-25 об. % кислорода и около 75-80 об. % азота. В дополнение к кислороду и азоту данная газообразная смесь (воздух) может содержать воду (например, в виде водяного пара), и/или аргон, и/или диоксид углерода, и/или другие вещества.
Термин «выхлопные газы» обозначает газообразную смесь (то есть газ), которая образуется в процессе сгорания. Термин «выхлопные газы» взаимозаменяем с любым из следующих терминов: «отходящие газы», «отходящий газ», «выхлопной газ», «дымовой газ», «дымовые газы» и подобным. Примером выхлопных газов может служить газообразная смесь, которая образуется при сжигании газообразного топлива с окислителем. В качестве окислителя может быть использован воздух. Выхлопные газы, полученные в результате сжигания газообразного топлива с воздухом, содержат азот, диоксид углерода, воду (в виде влаги), если газообразное топливо содержит по крайней мере один углеводород. Кроме перечисленных веществ, данные выхлопные газы могут содержать кислород, окислы азота, сажу, твердые частицы, несгоревшие углеводороды, серосодержащие вещества, оксид углерода и тому подобное. Термин «инертный газ» обозначает любой негорючий газ. Термины «инертный газ» и негорючий газ» взаимозаменяемы. Примером инертного газа является любой газ из следующих: азот, диоксид углерода, выхлопные газы, аргон, водяной пар, любая смесь из перечисленных газов и подобное.
Термин «влага» обозначает капли воды и/или водяной пар.
Термин «содержащий диоксид углерода компонент выхлопных газов» обозначает любой компонент выхлопных газов, в котором концентрация диоксида углерода выше, чем в выхлопных газах. Содержащий диоксид углерода компонент выхлопных газов получают посредством извлечения из выхлопных газов. «Извлечение содержащего диоксид углерода компонента из выхлопных газов» означает то же, что «отделение содержащего диоксид углерода компонента от выхлопных газов» или «экстрагирование содержащего диоксид углерода компонента из выхлопных газов». Содержащий диоксид углерода компонент выхлопных газов может состоять только из диоксида углерода. Также концентрация диоксида углерода в содержащем диоксид углерода компоненте выхлопных газов может составлять, например, около 50 %, или около 70 %, или около 90 %, или около 95 %, или около 99,5 % или более. Содержащий диоксид углерода компонент выхлопных газов кроме диоксида углерода может содержать, например, по крайней мере одно вещество, такое как азот, воду, кислород и другое. Термин «содержащий диоксид углерода компонент» является сокращенным вариантом термина «содержащий диоксид углерода компонент выхлопных газов». Термин «содержащий диоксид углерода компонент» и термин «компонент, содержащий диоксид углерода» взаимозаменяемы. Для обозначения содержащего диоксид углерода компонента и концентрации в нем диоксида углерода могут быть использованы различные термины. Например, для обозначения содержащего диоксид углерода компонента, который содержит, например, 90 % диоксида углерода, может быть использован термин «диоксид углерода с чистотой 90 %» или «диоксид углерода, имеющий концентрацию 90 %».
Термин «углекислотная установка» обозначает устройство (или комбинацию оборудования), в которой из газообразной смеси (то есть из газа) смеси извлекают содержащий диоксид углерода компонент упомянутой смеси. Например, из выхлопных газов в углекислотной установке могут извлекать содержащий диоксид углерода компонент выхлопных газов. Концентрация диоксида углерода в содержащем диоксид углерода компоненте выхлопных газов зависит от технологии извлечения содержащего диоксид углерода компонента из выхлопных газов, параметров (и показателей) процессов технологии извлечения, состава выхлопных газах и подобного.
Термин «устройство сжижения» обозначает устройство (или комбинацию оборудования), в котором по крайней мере одно вещество сжижают, то есть, в котором по крайней мере одно упомянутое вещество делают жидкостью (превращают в жидкость). Например, изменяя в устройстве сжижения давление и/или температуру газа (или сверхкритического флюида), газ (или сверхкритический флюид) превращают в жидкость. Или, например, изменяя в устройстве сжижения давление и/или температуру газа (или сверхкритического флюида), содержащего несколько веществ, получают жидкость, содержащую по крайней мере одно из упомянутых веществ. Иными словами, в этом случае по крайней мере часть данного газа (или по крайней мере часть данного сверхкритического флюида) превращают в жидкость, содержащую по крайней мере одно из упомянутых веществ.
Термин «закачивающее устройство» обозначает любое устройство (или комбинацию оборудования), с использованием которого осуществляют закачку газа, и/или жидкости, и/или сверхкритического флюида.
Термин «скважина» обозначает горную выработку, которая выполнена (например, пробурена) в залежь, и, через которую флюид может поступать из залежи на поверхность Земли и/или с поверхности Земли в залежь. При этом поверхность Земли может представлять собой сушу или воду.
Термин «добывающая скважина» обозначает скважину, через которую содержащий углеводороды флюид извлекают из залежи углеводородов. Причем через добывающую скважину могут закачивать какой-либо флюид (или флюиды) в залежь углеводородов.
Термин «нагнетательная скважина» обозначает скважину, через которую флюид (или флюиды) закачивают в залежь углеводородов. Примером флюида, который могут закачивать в залежь углеводородов через нагнетательную скважину, является, например, газ, или, например, вода, или, например, сжиженный диоксид углерода или подобное. Причем через нагнетательную скважину могут извлекать содержащий углеводороды флюид из залежи углеводородов.
Термин «отделенный газ» означает газ, который отделяют от содержащего углеводороды флюида, иными словами термин «отделенный газ» является сокращенным вариантом термина «газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида». Термин «отделенный газ» и термин «газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида» взаимозаменяемы.
Термин «тяжелый углеводород» используется для обозначения углеводорода, имеющего два атома углерода в молекуле или более. Примером тяжелого углеводорода является, например, этан, или, например, пропан, или, например, бутан, или, например, гексан, или, например, октен, или, например, декан и подобные.
Термин «газообразный углеводород» обозначает углеводород, имеющий не более четырех атомов углерода в молекуле. Примером газообразного углеводорода является, например, метан, или, например, этан, или, например, пропан, или, например, бутан и подобные.
Термин «жидкий углеводород» используется для обозначения углеводорода, имеющего пять атомов углерода в молекуле или более. Примером жидкого углеводорода является пентан, или, например, гексан, или, например, октен, или, например, декан и подобные.
Любой из следующих терминов: «содержащий», «содержит», «включающий», «включает», «имеющий», «имеет», «заключает в себе», «заключающий в себе» является инклюзивным (то есть открытым), и не исключает дополнительных, не перечисленных элементов или действий.
Союз «и/или» отражает значение как союза «и», так и союза «или», при этом указывает, что две ситуации существуют вместе или, как альтернатива друг другу. Иными словами, союз «и/или» указывает на возможность наличия всех (двух) субъектов (признаков, действий, элементов, возможностей и т. п.), указанных по обе стороны союза «и/или», так и одного (любого) из двух субъектов (признаков, действий, элементов, возможностей и т. п.), указанных по обе стороны союза «и/или.
Приведенные определения терминов и приведенные примеры не являются исчерпывающими. Значения приведенных терминов и приведенные примеры дополняются и поясняются в описании изобретения и на иллюстрирующих предлагаемый комплекс схемах (фиг. 1. и фиг. 2), а также наиболее широким определением, приведенным по крайней мере в одной публикации или патенте. Кроме этого, описание предлагаемого комплекса не ограничивается терминами, приведенными в описании и формуле изобретения. Все синонимы упомянутых терминов, их эквиваленты, новые разработки и технические решения, которых служат той же или аналогичной цели, считаются включенными в объем формулы изобретения.
КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Указанные выше цели достигаются при осуществлении предлагаемого комплекса. Предлагаемый комплекс для добычи содержащего углеводороды флюида из залежи углеводородов включает энергосиловую установку, углекислотную установку, устройство сжижения и закачивающее устройство, причем энергосиловая установка содержит двигатель внутреннего сгорания, в который обеспечена возможность поступления газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, при этом двигатель внутреннего сгорания выполнен с возможностью работы посредством сжигания газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, с воздухом, а также двигатель внутреннего сгорания выполнен с возможностью образования сжатой газовоздушной смеси, содержащей воздух и газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, причем двигатель внутреннего сгорания выполнен с возможностью образования упомянутой сжатой газовоздушной смеси до упомянутого сжигания, при этом предусмотрена возможность выпуска выхлопных газов из двигателя внутреннего сгорания, кроме того, углекислотная установка выполнена с возможностью извлечения из выхлопных газов содержащего диоксид углерода компонента выхлопных газов, причем устройство сжижения выполнено с возможностью сжижения по крайней мере части содержащего диоксид углерода компонента для получения сжиженного диоксида углерода, при этом закачивающее устройство выполнено с возможностью закачки сжиженного диоксида углерода в залежь углеводородов по крайней мере через одну скважину
Закачка сжиженного диоксида углерода в залежь углеводородов (в дальнейшем для сокращенного обозначения залежи углеводородов может быть использован термин «залежь») позволяет увеличить добычу жидких углеводородов, а, кроме того, обеспечивает повышение качества газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, для сжигания с воздухом в двигателе внутреннего сгорания, выполненным с возможностью образования сжатой газовоздушной смеси до сжигания. Данное повышение качества связано с увеличением метанового числа газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида и обусловлено следующим. Закачка высококонцентрированного диоксида углерода (каким является сжиженный диоксид углерода) в залежь углеводородов влечет увеличение концентрации диоксида углерода в газе, отделенном от содержащего углеводороды флюида. Повышение концентрации диоксида углерода в газе, отделенном от содержащего углеводороды флюида, приводит к понижению температуры горения газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, и понижению концентрации азота в сжатой газовоздушной смеси. Как результат, в процессе сгорания уменьшается образование окислов азота, которые снижают энергию активации для высокотемпературного воспламенения. Таким образом достигается повышение детонационной стойкости газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида и, соответственно, его метанового числа, которое характеризует детонационную стойкость газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида. Выполненные расчеты показывают, что метановое число газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, возрастает при повышении концентрации диоксида углерода в газе, отделенном от содержащего углеводороды флюида /расчеты выполнены с использованием соотношений, приведенных в работах Kubesh J., King S. R., Liss W. E. Effect of Gas Composition on Octane Number of Natural Gas Fuels. SAE Paper 922359; Иванов С. С., Тарасов M. Ю. Требования к подготовке растворенного газа для питания газопоршневых двигателей. Нефтяное хозяйство, 2011, № 1, с. 102 - 105/. Например, метановое число попутного нефтяного газа (который содержит 75 об. % метана, 20 об. % этана и 5 об. % пропана) при его разбавлении на 25 об. % диоксидом углерода повышается более чем на 50 %. Повышение метанового числа газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, обеспечивает повышение мощности (соответственно, количества энергии), вырабатываемой двигателем внутреннего сгорания, и возможность генерирования двигателем внутреннего сгорания номинальной (максимальной) мощности.
Виду высокой концентрации диоксида углерода и низкой концентрации азота (и других веществ выхлопных газов) в сжиженном диоксиде углерода, который закачивают в залежь углеводородов, азот не поступает в добывающие скважины. Причем получение сжиженного диоксида углерода осуществляют посредством извлечения содержащего диоксид углерода компонента из выхлопных газов и сжижения по крайней мере части содержащего диоксид углерода компонента. В этом случае отсутствует необходимость использования громоздкого и дорогостоящего оборудования для извлечения из выхлопных газов высококонцентрированного диоксида углерода.
Высокая концентрация диоксида углерода и низкая концентрация азота в сжиженном диоксиде углерода обусловлена незначительной растворимостью азота в жидком диоксиде углерода (то есть в диоксиде углерода в жидком агрегатном состоянии). Причем растворимость азота в жидком диоксиде углерода значительно ниже растворимости азота в нефти. Например, в условиях парожидкостного равновесия системы «жидкий диоксид углерода + азот» при температуре около 303,156 К (30,006 °C) и давлении около 7,4035 МПа доля диоксида углерода в жидкой фазе достигает 0,9945 /Westman S. F., et al. Vapore-liquid equilibrium data for the carbon dioxide and nitrogen (CO2 + N2) system at the temperatures 223, 270, 298 and 303 К and pressures up to 18 MPa. Fluid Phase Equilibria, V. 409, 15 February 2016, Pages 207-241/.
Закачка в залежь углеводородов сжиженного диоксида углерода обеспечивает увеличение добычи жидких углеводородов не только благодаря тому, что в сжиженном диоксиде углерода достигается высокая концентрация диоксида углерода, который имеет высокую растворимость в жидких углеводородах. Так, если пластовая температура ниже (или на определенное значение выше) критической температуры диоксида углерода, то, ввиду значительных пластовых давлений (которые обычно превышают критическое давление диоксида углерода), обеспечивается вытеснение пластовых флюидов сжиженным диоксидом углерода. Плотность сжиженного диоксида углерода сопоставима с плотностью пластовых флюидов. Поэтому в данных условиях между пластовыми флюидами и диоксидом углерода гравитационная сегрегация отсутствует. Если пластовая температура выше критической температуры диоксида углерода и будет иметь место определенное повышение температуры диоксида углерода, то при фильтрации по пласту объем диоксида углерода будет существенно увеличиваться. Также при фильтрации по пласту часть диоксида углерода на фронте вытеснения обогащается углеводородами. В связи с чем в процессе фильтрации происходит значительное увеличение объема обогащенного углеводородами диоксида углерода, поскольку диоксид углерода при значениях температуры и давления выше критических значений имеет высокий коэффициент объемного теплового расширения. Например, при давлении 150 бар объем диоксида углерода увеличивается более чем в 2 раза при повышении температуры от 305 К до 360 К /расчеты выполнены с использованием данных работы Алтунин В. В. Теплофизические свойства двуокиси углерода. М.: Издательство стандартов, 1975, с. 347/. При таком увеличении объема обогащенного углеводородами диоксида углерода (который при расширении дополнительно обогащается углеводородами) на фронте вытеснения значительно возрастают размеры зоны обогащенного углеводородами диоксида углерода, что способствует формированию зоны смешения, свойства которой близки к свойствам пластового флюида. В связи с чем повышается устойчивость фронта вытеснения.
Более того, поскольку предлагаемый комплекс обеспечивает сжижение по крайней мере часть содержащего диоксид углерода компонента для получения сжиженного диоксида углерода, то при закачке в залежь углеводородов сжиженного диоксида углерода энергия на сжатие не расходуется. Затраты энергии на получение сжиженного диоксида углерода и закачку сжиженного диоксида углерода (например, насосом) значительно меньше по сравнению с затратами энергии на сжатие до давления закачки в залежь углеводородов такого же количества диоксида углерода в газообразном агрегатном состоянии. Например, если давление содержащего диоксид углерода компонента после его извлечения из выхлопных газов составляет 0, 1 МПа и давление закачки составляет 30 МПа, то затраты энергии на получение сжиженного диоксида углерода и закачку сжиженного диоксида углерода в залежь углеводородов по сравнению с затратами энергии на сжатие для закачки такого же количества диоксида углерода в газообразном агрегатном состоянии будут меньше примерно на 40 %.
Таким образом, осуществление предлагаемого комплекса обеспечит повышение нефтеотдачи при разработке нефтяных месторождений (и повышение конденсатоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений), снижение затрат энергии на процесс закачки, повышение генерируемой мощности и увеличение количества вырабатываемой энергии, при этом обеспечивается генерирование энергии без выбросов в окружающую среду, поскольку диоксид углерода закачивают в залежь углеводородов. Также осуществление предлагаемого комплекса обеспечит достижение других целей настоящего изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ Схемы (фиг. 1 и фиг. 2) приведены для пояснения настоящего изобретения и иллюстрации его преимуществ. Приведенные на схемах (фиг. 1 и фиг. 2) варианты осуществления предлагаемого комплекса не исчерпывают все варианты, воплощающие настоящее изобретение, и, которые не обязательно выполнены в масштабе. Для обозначения тех же или подобных элементов на схемах (фиг. 1 и фиг. 2) используются те же номера.
Фиг. 1 схематически иллюстрирует залежь углеводородов, добывающую скважину, нагнетательную скважину, сепаратор и вариант осуществления предлагаемого комплекса, который включает энергосиловую установку, содержащую двигатель внутреннего сгорания, углекислотную установку, устройство сжижения и закачивающее устройство.
Фиг. 2 схематически иллюстрирует залежь углеводородов, добывающую скважину, сепаратор, устройство для закачки воды, две нагнетательные скважины и вариант осуществления предлагаемого комплекса, который включает блок подготовки газа; энергосиловую установку, содержащую двигатель внутреннего сгорания; углекислотную установку; устройство сжижения и закачивающее устройство.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение может быть осуществлено во многих вариантах. Отдельные варианты осуществления изобретения описаны в деталях. Однако настоящее описание должно рассматриваться как иллюстрация принципов и описанные ниже варианты не исчерпывают все варианты осуществления изобретения.
На фиг. 1 схематически показаны залежь 8 углеводородов, в которую пробурены добывающая скважина 9 и нагнетательная скважина 5; сепаратор 7, выполненный с возможностью сообщения с добывающей скважиной 9; а также вариант осуществления предлагаемого комплекса, который включает: закачивающее устройство 2, выполненное с возможностью сообщения с нагнетательной скважиной 5; энергосиловую установку 1, которая содержит двигатель внутреннего сгорания 3, имеющий вход 4 для воздуха; приводимое устройство 11; углекислотную установку 6; устройство 10 сжижения.
Углекислотная установка 6 и устройство 10 сжижения могут быть выполнены, например, в виде самостоятельных блоков оборудования, или в виде единого блока оборудования, или в виде единого устройства, или в виде комплексной установки (которая содержит углекислотную установку 6 и устройство 10 сжижения), или тому подобного.
Вариант осуществления предлагаемого комплекса и оборудование, приведенные на фиг. 1, работают следующим образом. Содержащий углеводороды флюид извлекают из залежи 8 углеводородов через добывающую скважину 9, в которой размещены насосно-компрессорные трубы.
После извлечения из залежи 8 углеводородов через добывающую скважину 9 поток 12 содержащего углеводороды флюида поступает в сепаратор 7, который выполнен с возможностью отделения газа от содержащего углеводороды флюида, и, который имеет необходимые технические средства (например, вход в виде впускного отверстия, или, например, в виде приемного патрубка) для обеспечения возможности поступления в него содержащего углеводороды флюида. Также сепаратор 7 имеет необходимые технические средства (например, выпускное отверстие, или, например, выпускной патрубок) для выхода (выпуска) газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида.
В сепараторе 7 отделяют газ от содержащего углеводороды флюида.
Газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, содержит по крайней мере один газообразный углеводород, например, метан. Также газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, может содержать по крайней мере один тяжелый углеводород, например, такой, как этан, пропан, бутан, гексан и подобные. Кроме этого, газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, может содержать по крайней мере одно из следующих веществ: серосодержащее вещество, азот, диоксид углерода, твердые частицы, воду (например, капли воды и/или водяной пар) и другие вещества. В начальный период применения предлагаемого комплекса диоксид углерода может отсутствовать в газе, отделенном от содержащего углеводороды флюида, или присутствовать в данном газе в незначительной концентрации. А в последующем, как уже отмечалось выше, концентрация диоксида углерода в газе, отделенном от содержащего углеводороды флюида, возрастает и может достигать 90 % и более.
Из сепаратора 7 поток 14 газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, поступает в двигатель внутреннего сгорания 3. При этом двигатель внутреннего сгорания 3 имеет необходимые технические средства (например, вход, в виде впускного отверстия, или, например, в виде впускного патрубка, или, например, в виде впускного трубопровода) для обеспечения возможности поступления в него газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида.
Двигатель внутреннего сгорания 3 выполнен с возможностью работы посредством сжигания газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, с воздухом. Соответственно, газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, используют в качестве газообразного топлива, а воздух используют в качестве окислителя. Воздух поступает в двигатель внутреннего сгорания 3 через вход 4. Двигатель внутреннего сгорания 3 имеет необходимые конструктивные элементы для работы посредством упомянутого сжигания. Также в двигателе внутреннего сгорания 3 осуществляют образование сжатой газовоздушной смеси (которая содержит воздух и газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида). Причем двигатель внутреннего сгорания 3 выполнен с возможностью образования сжатой газовоздушной смеси до упомянутого сжигания. В пределах настоящего описания и формулы изобретения термин «сжатая газовоздушная смесь» обозначает газовоздушную смесь, находящуюся под давлением, то есть, иными словами, газовоздушную смесь, давление которой выше атмосферного давления.
Газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, сжигают с воздухом в двигателе внутреннего сгорания 3, который при работе вырабатывает механическую энергию. Газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, содержит значительный процент диоксида углерода, поэтому обеспечивается высокое метановое число данного газа. Благодаря этому после воспламенения сжатой газовоздушной смеси сгорание газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, протекает стабильно, без детонации, и достигается устойчивая работа двигателя внутреннего сгорания 3 на номинальной (максимальной) мощности. Соответственно, обеспечивается повышение мощности (и количества энергии), вырабатываемой двигателем внутреннего сгорания 3.
Механическую энергию, вырабатываемую двигателем внутреннего сгорания 3, используют для приведения в действие приводимого устройства 11. Для соединения вала приводимого устройства 11 с валом двигателя внутреннего сгорания 3 могут использовать, например, муфту, или ременную передачу, или зубчатую передачу или подобное (на фиг. 1 не показано). Приводимое устройство 11 может быть выполнено, например, в виде электрического генератора, или насоса, или компрессора, или насосно-компрессорной установки или подобного. Если приводимое устройство 11 выполнено в виде электрического генератора, то генерируемая электрическим генератором электроэнергия может быть использована, например, для питания углекислотной установки 6, и/или сжижающего устройства 10, и/или закачивающего устройства 2, и/или электродвигателей, и/или другого промыслового оборудования, и/или для питания других потребителей, при этом генерируемая электроэнергия может быть трансформирована и передана через электрическую сеть, в том числе, удаленным потребителям. В этом случае, если приводимое устройство 11 выполнено в виде компрессора, то компрессор могут использовать, например, для сжатия газа или газов. В этом случае, если приводимое устройство 11 выполнено в виде насоса, то насос могут использовать, например, для нагнетания сжиженного диоксида углерода (например, в залежь 8 углеводородов), или, например, для закачки в залежь 8 углеводородов воды, или, например, для нагнетания жидкости, или тому подобного.
Двигатель внутреннего сгорания 3 может быть, например, газовым двигателем, или, например, газотурбинным двигателем, или подобным.
Если двигателем внутреннего сгорания 3 является газовый двигатель, тогда при работе газового двигателя газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, и используемый в качестве окислителя воздух смешивают с образованием газовоздушной смеси (например, в смесителе), а затем газовоздушную смесь сжимают, например, поршнем в цилиндре (или поршнями в цилиндрах) газового двигателя с получением сжатой газовоздушной смеси до сжигания (то есть в процессе воспламенения или перед воспламенением). Также, в газовом двигателе могут сжимать газовоздушную смесь до подачи ее в цилиндры. Например, могут осуществлять наддув, то есть подавать в цилиндры газового двигателя газовоздушную смесь под давлением, например, турбокомпрессором. При этом после сжатия турбокомпрессором газовоздушную смесь могут охлаждать перед подачей в цилиндры газового двигателя. Давление сжатой газовоздушной смеси могут устанавливать в зависимости от состава газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, а также с учетом метанового числа газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида. Сжатую газовоздушную смесь воспламеняют в камере сгорания газового двигателя, например, используя искровое зажигание, или, например, используя форкамерно-факельное зажигание (или, например, лазерное зажигание). Момент воспламенения сжатой газовоздушной смеси устанавливают путем выбора соответствующего значения угла опережения зажигания.
Если двигателем внутреннего сгорания 3 является газотурбинный двигатель, тогда, например, при работе газотурбинного двигателя поток 14 газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, могут подавать в газотурбинный двигатель под давлением. Если давление газа, отделенного содержащего углеводороды флюида, необходимо повысить, то газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, сжимают в нагнетателе (или в компрессоре). В газотурбинном двигателе газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, и используемый в качестве окислителя воздух (который подают под давлением компрессором газотурбинного двигателя), смешивают, образуя сжатую газовоздушную смесь, до сжигания (то есть в процессе воспламенения или перед воспламенением) в камере сгорания газотурбинного двигателя.
В двигателе внутреннего сгорания 3 поддерживают (используя, например, смеситель) рациональное значение коэффициента избытка воздуха. То есть в сжатой газовоздушной смеси между воздухом и горючими веществами могут устанавливать пропорцию, при которой сжатая газовоздушная смесь содержит теоретически необходимое количество воздуха для окисления горючих веществ или сжатая газовоздушная смесь содержит больше воздуха, чем теоретически необходимо для окисления горючих веществ в сжатой газовоздушной смеси (например, для обеспечения наиболее полного сгорания горючих веществ). В том случае, когда добиваются снижения процентного содержания кислорода в продуктах сгорания, в сжатой газовоздушной смеси, например, могут поддерживать содержание воздуха меньше, чем теоретически необходимо для окисления горючих веществ.
Двигатель внутреннего сгорания 3 выполнен с возможностью выпуска выхлопных газов, которые являются продуктом упомянутого сжигания. Для выпуска выхлопных газов двигатель внутреннего сгорания 3 имеет выход (например, выпускное отверстие) для выхлопных газов, а также может быть оснащена выпускным трубопроводом или, например, выхлопной системой, или подобным. Выхлопные газы представляют собой газообразную смесь, которая образуется в результате упомянутого сжигания при работе энергосиловой установки 1. Состав и температура выхлопных газов зависит от конструктивных особенностей энергосиловой установки 1 и двигателя внутреннего сгорания 3, значения коэффициента избытка воздуха, состава воздуха, состава газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, и тому подобного. Выхлопные газы содержат азот, диоксид углерода, воду. Кроме этого, выхлопные газы могут содержать кислород, окислы азота, сажу, твердые частицы, несгоревшие углеводороды, серосодержащие вещества, оксид углерода и тому подобное. Если газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, содержит только углеводороды, то выхлопные газы могут содержать, например, около 2-12 об. % диоксида углерода. Азот преобладает в выхлопных газах. Если газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, содержит только углеводороды, то выхлопные газы могут содержать, например, около 71-75 об. % азота, а после удаления из выхлопных газов воды (например, капель воды и/или водяного пара) концентрация азота в выхлопных газах может достигать, например, около 82-88 об. %. Температура выхлопных газов может составлять, например, около 350-550 °C и более. При этом концентрации диоксида углерода и азота в выхлопных газах и температура выхлопных газов могут принимать как меньшие, так и большие значения.
Для выработки тепловой энергии (теплоты) энергосиловая установка 1 может содержать теплообменник (на фиг. 1 не показано), подсоединенный к системе охлаждения, в котором нагревают теплоноситель (например, воду). Или. для выработки тепловой энергии (теплоты) энергосиловая установка 1 может содержать котел-утилизатор (на фиг. 1 не показано), в котором нагревают теплоноситель (например, воду) посредством передачи теплоносителю (например, воде) по крайней мере части тепловой энергии (теплоты) выхлопных газов.
Выхлопные газы выводят (выпускают) из двигателя внутреннего сгорания 3 и поток 15 выхлопных газов направляют в углекислотную установку 6, которая выполнена с возможностью извлечения из выхлопных газов содержащего диоксид углерода компонента выхлопных газов. В углекислотной установке 6 могут использовать различные технические средства для извлечения содержащего диоксид углерода компонента из выхлопных газов. Например, для извлечения содержащего диоксид углерода компонента из выхлопных газов в углекислотной установке 6 могут использовать криогенную технику, применять фракционную конденсацию, фракционное испарение, ректификацию сжиженных газов, абсорбционную технологию, адсорбционную технологию, мембранную технологию и тому подобное. Представленные примеры технических средств приведены для иллюстрации и не исчерпывают всех возможных вариантов выполнения углекислотной установки 6. С использованием любой из упомянутых или подобных технологий в углекислотной установке 6 из выхлопных газов извлекают содержащий диоксид углерода компонент выхлопных газов. После извлечения содержащего диоксид углерода компонента остаток выхлопных газов представляет собой содержащий азот компонент. Таким образом выхлопные газы разделяют на два компонента: содержащий диоксид углерода компонент и содержащий азот компонент. В содержащем диоксид углерода компоненте обычно преобладает диоксид углерода. Содержащий диоксид углерода компонент может содержать, например, до 70-99 % диоксида углерода и более, например, 99,9 % и более. Концентрация диоксида углерода в содержащем диоксид углерода компоненте зависит от технологий, используемых в углекислотной установке 6. В дополнении к диоксиду углерода в содержащем диоксид углерода компоненте могут присутствовать азот, кислород, вода (например, в виде капель воды и/или водного пара) и другие вещества. Также от применяемой в углекислотной установке 6 технологии извлечения зависит давление и температура получаемого содержащего диоксид углерода компонента. При этом давление и температура содержащего диоксид углерода компонента не ограничены какими-то определенными значениями. Например, давление полученного в углекислотной установке 6 содержащего диоксид углерода компонента может принимать значения от 0,1 МПа до 15 МПа, а температура от -20 °C до +350 °C. При этом давление и температура полученного в углекислотной установке содержащего диоксид углерода компонента могут принимать как меньшие, так и большие значения.
В содержащем азот компоненте преобладает азот. В дополнении к азоту в содержащем азот компоненте могут присутствовать кислород, вода (например, в виде капель воды и/или водяного пара) и другие вещества. Из углекислотной установки 6 содержащий азот компонент выпускают в атмосферу или используют, например, как представлено ниже.
Из углекислотной установки 6 поток 16 содержащего диоксид углерода компонента направляют в устройство 10 сжижения, в котором по крайней мере часть содержащего диоксид углерода компонента сжижают для получения сжиженного диоксида углерода. Например, если диоксид углерода составляет часть содержащего диоксид углерода компонента и в содержащем диоксид углерода компоненте присутствует азот и/или подобный газ (или газы), то в устройстве 10 сжижения для получения сжиженного диоксида углерода сжижают часть содержащего диоксид углерода компонента, а азот и подобный неконденсирующийся газ (или газы), удаляют из устройства 10 сжижения. При этом незначительное количество азота и/или подобного газа может быть растворено в сжиженном диоксиде углерода. Например, если содержащий диоксид углерода компонент состоит из диоксида углерода, то в устройстве 10 сжижения для получения сжиженного диоксида углерода могут сжижать все количество содержащего диоксид углерода компонента. Например, если в содержащем диоксид углерода компоненте присутствует вода (например, в виде водяного пара), то в устройстве 10 сжижения для получения сжиженного диоксида углерода могут осуществлять сжижение в несколько этапов. На первом этапе, чтобы удалить воду до получения сжиженного диоксида углерода, например, содержащий диоксид углерода компонент сжимают (например, в компрессоре) и затем охлаждают (например, в промежуточном теплообменнике) для конденсации (перехода в жидкое агрегатное состояние) водяного пара. На втором этапе, содержащий диоксид углерода компонент дополнительно сжимают (например, в дополнительном компрессоре) и далее охлаждают (например, в дополнительном теплообменнике) для получения сжиженного диоксида углерода. Или второй этап осуществляют следующим образом: содержащий диоксид углерода компонент дополнительно сжимают (например, в дополнительном компрессоре) и далее охлаждают (например, в дополнительном теплообменнике), а после этого повышают давление содержащего диоксид углерода компонента в насосе (например, в подающем насосе) для получения сжиженного диоксида. Возможны комбинации представленных примеров сжижения или другие варианты сжижения по крайней мере части содержащего диоксид углерода компонента. Сжиженный диоксид углерода может содержать, например, не менее 95 % диоксида углерода, или, например, не менее 99 % диоксида углерода, или, например, не менее 99,9 % диоксида углерода. Технически возможно получить сжиженный диоксид углерода, который содержит, например, 99,99 % диоксида углерода и более.
Устройство 10 сжижения выполнено с возможностью сжижения по крайней мере части содержащего диоксид углерода компонента для получения сжиженного диоксида углерода, при этом в устройстве 10 сжижения могут быть использованы различные технические средства. Чтобы осуществить сжижение в устройстве 10 сжижения, то есть, чтобы получить сжиженный диоксид углерода, обеспечивают соответствующее давление содержащего диоксид углерода компонента и соответствующую температуру содержащего диоксид углерода компонента. Критическая температура диоксида углерода составляет около 31 °C, а критическое давление диоксида углерода составляет около 7,38 МПа. В связи с этим сжиженный диоксид углерода может, например, иметь температуру около 26-27 °C и давление около 7,5 МПа. Плотность сжиженного диоксида углерода при указанных температуре и давлении примерно соответствует плотности сжиженного диоксида углерода при температуре около 35-37 °C и давлении около 12 МПа. Значения температуры и давления сжиженного диоксида углерода, полученного в устройстве 10 сжижения, могут иметь как большие, так и меньшие значения. Для того, чтобы обеспечить соответствующую температуру, устройство 10 сжижения может содержать, например, теплообменник (или холодильник, или охладитель) с водяным охлаждением или, например, с воздушным охлаждением, в котором содержащий диоксид углерода компонент охлаждают. Также устройство 10 сжижения может содержать, например, холодильную машину, с использованием которой содержащий диоксид углерода компонент охлаждают для получения сжиженного диоксида углерода, имеющего температуру, например, -10°С, или, например, -15°С, или более низкую. Теплообменник (устройство или аппарат), в котором при сжижении охлаждают содержащий диоксид углерода компонент, может быть выполнено, например, в виде конденсатора. Конденсатор представляет собой теплообменник, в котором получают сжиженный диоксид углерода диоксид углерода в процессе охлаждения содержащего диоксид углерода компонента. Для того, чтобы обеспечить соответствующее давление содержащего диоксид углерода компонента, устройство 10 сжижения может содержать, например, компрессор (или, например, компрессор и насос), в котором содержащий диоксид углерода компонент сжимают. Возможен, например, вариант исполнения устройства 10 сжижения, в котором содержащий диоксид углерода компонент, имеющий необходимую температуру, сжимают, например, компрессором (или, например, компрессором, а затем насосом) для получения сжиженного диоксида углерода. Также возможен, например, вариант выполнения устройства 10 сжижения, в котором, как уже отмечалось выше, сжижение включает в себя несколько этапов. Например, на первом этапе сжижения содержащий диоксид углерода компонент сжимают (например, компрессором) и затем охлаждают (например, в промежуточном холодильнике) для конденсации, например, водяного пара и удаления воды, а на втором этапе сжижения содержащий диоксид углерода компонент охлаждают (например, в конденсаторе) для получения сжиженного диоксида углерода. Устройство 10 сжижения может содержать, например, клапан для выпуска азота или подобного неконденсирующегося газа (или газов) в процессе сжижения и/или после сжижения. Устройство 10 сжижения может содержать емкость для хранения сжиженного диоксида углерода. Кроме того, возможен вариант исполнения устройства 10 сжижения и углекислотной установки 6, когда углекислотная установка 6 и устройство 10 сжижения выполнены с возможностью осуществления сжижения по крайней мере части содержащего диоксид углерода компонента в процессе извлечения содержащего диоксид углерода компонента из выхлопных газов. Для этого, например, могут применять фракционную конденсацию. В этом случае осуществляют сжижение при ступенчатом охлаждении содержащего диоксид углерода компонента в процессе его извлечения из выхлопных газов.
Устройство 10 сжижения может содержать подающий насос, который выполнен с возможностью нагнетания сжиженного диоксида углерода. Например, подающий насос могут включать в состав устройства 10 сжижения, если необходимо повысить давление сжиженного диоксида углерода. В качестве подающего насоса может быть использован, например, поршневой насос (плунжерный насос), винтовой насос, роторный насос или тому подобный. В том случае, если давление сжиженного диоксида углерода имеет необходимое значение, то подающий насос могут не включать в состав устройства 10 сжижения.
Поток 17 сжиженного диоксида углерода поступает из устройства 10 сжижения в закачивающее устройство 2, которое выполнено с возможностью закачки сжиженного диоксида углерода в залежь 8 углеводородов через нагнетательную скважину 5. С использованием закачивающего устройства 2 сжиженный диоксид углерода закачивают в залежь 8 углеводородов через нагнетательную скважину 5. В процессе закачки сжиженный диоксид углерода может представлять собой газ, или жидкость, или сверхкритический флюид в зависимости от пластового давления и пластовой температуры. Закачка в залежь 8 углеводородов сжиженного диоксида углерода, обеспечит увеличение добычи содержащего углеводороды флюида и повышение качества газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, благодаря повышению метанового числа, при этом обеспечивается генерирование энергии двигателем внутреннего сгорания 3 без выбросов в окружающую среду, поскольку диоксид углерода закачивают в залежь 8 углеводородов. В закачивающее устройство 2 вместе со сжиженным диоксидом углерода из устройства 10 сжижения могут в небольших количествах (или объемах) поступать посторонние вещества, например, вода. Однако, после закачки вместе со сжиженным диоксидом углерода посторонних веществ в залежь 8, ввиду небольших количеств (или объемов) посторонних веществ и незначительной концентрации в сжиженном диоксиде углерода других веществ (например, таких как азот), посторонние вещества и упомянутые другие вещества не оказывают отрицательного влияния на взаимодействие диоксида углерода с пластовыми флюидами и на метановое число газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида.
Закачку сжиженного диоксида углерода могут осуществлять в истощенную часть, или в обводненную часть, или в выбранную для закачки насыщенную углеводородами часть залежи 8 углеводородов, или подобным образом. Например, если залежь 8 углеводородов представляет собой нефтяную залежь, закачку сжиженного диоксида углерода могут производить, например, в газовую шапку нефтяной залежи, или, например, в насыщенную нефтью часть нефтяной залежи, или например, в обводненную часть нефтяной залежи.
В закачивающем устройстве 2 могут быть использованы различные технические средства.
Если на выходе устройства 10 сжижения давление сжиженного диоксида углерода превышает пластовое давление и позволяет производить закачку сжиженного диоксида углерода в залежь 8 углеводородов, то в этом случае закачивающее устройство 2 могут выполнять, например, в виде приспособления для соединения устройства 10 сжижения и нагнетательной скважины 5, или, например, в виде трубопровода, оборудованного необходимой трубопроводной арматурой, или насоснокомпрессорных труб, или фитинга, или любой комбинации из них, или тому подобного. Например, закачивающее устройство 2 может включать в себя трубопровод, который соединяют с насосно-компрессорными трубами. В этом случае насосно-компрессорные трубы размещены в нагнетательной скважине 5, а через трубопровод сообщают нагнетательную скважину 5 и выход устройства 10 сжижения.
Если для закачки в залежь 8 углеводородов необходимо повысить давление сжиженного диоксида углерода, то в состав закачивающего устройства 2 включают устройство (или установку, или агрегат, или тому подобное) для повышения давления сжиженного диоксида углерода. Например, закачивающее устройство 2 может содержать нагнетательный насос для нагнетания сжиженного диоксида углерода. В качестве нагнетательного насоса может быть использован, например, поршневой насос (плунжерный насос), винтовой насос, роторный насос или тому подобный, любой из которых могут приводить в действие, например, электродвигателем, или например, двигателем внутреннего сгорания 3. Закачивающее устройство 2 может содержать другие известные технические средства, чтобы осуществлять закачку сжиженного диоксида углерода в залежь 8 углеводородов через нагнетательную скважину 5. Кроме этого, закачивающее устройство 2 может содержать емкость для хранения сжиженного диоксида углерода.
С использованием закачивающего устройства 2 сжиженный диоксид углерода могут закачивать в залежь 8 углеводородов через добывающую скважину 9 (на фиг. 1 не показано), например, для обработки призабойной зоны добывающей скважины 9. Так могут осуществлять «Huff and Puff» процесс, например, выполнять циклическую закачку сжиженного диоксида углерода в залежь 8 углеводородов через добывающую скважину 9, чередуя период закачки, период выдержки для реагирования (смешивания) диоксида углерода с пластовыми флюидами в призабойной зоне добывающей скважины 9 (в течение данного периода закачку и добычу не осуществляют) и период извлечения содержащего углеводороды флюида из залежи 8 через добывающую скважину 9. Также возможно применение подобного или иного варианта «Huff and Puff» процесса.
Также возможно осуществление технологии закачки, при которой осуществляется закачка и извлечение циклами с использованием более одной скважины. Например, в течение первого цикла осуществляют закачку сжиженного диоксида углерода в залежь 8 углеводородов через нагнетательную скважину 5, а извлечение содержащего углеводороды флюида осуществляют из добывающей скважины 9. А в течение следующего цикла, например, осуществляют закачку сжиженного диоксида углерода в залежь 8 углеводородов через добывающую скважину 9 (на фиг. 1 не показано), а извлечение содержащего углеводороды флюида осуществляют из нагнетательной скважины 5 (на фиг. 1 не показано).
На фиг. 2 показаны залежь 8 углеводородов; добывающая скважина 9, которая пробурена в залежь 8 углеводородов и выполнена с возможностью сообщения с сепаратором 7; нагнетательная скважина 5, которая пробурена в залежь 8 углеводородов; нагнетательная скважина 46, пробуренная в залежь 8 углеводородов; а также вариант осуществления предлагаемого комплекса, который содержит: блок 20 подготовки газа, который содержит устройство 13 очистки газа, устройство 18 обработки газа, устройство 19 для нагрева газа; энергосиловую установку 21, которая содержит двигатель внутреннего сгорания 24; углекислотную установку 28; блок 31 очистки; устройство 37 сжижения; закачивающее устройство 2, которое выполнено с возможностью сообщения с нагнетательной скважиной 5; компрессорное устройство 43; устройство 47 для закачки воды.
Добывающая скважина 9, показанная на фиг. 2, подобна добывающей скважине 9, показанной на фиг. 1. Нагнетательная скважина 5, показанная на фиг. 2, подобна нагнетательной скважине 5, показанной на фиг. 1. Сепаратор 7, показанный на фиг. 2, подобен сепаратору 7, показанному на фиг. 1. Закачивающее устройство 2, показанное на фиг. 2, подобно закачивающему устройству 2, показанному на фиг. 1.
Вариант осуществления предлагаемого комплекса и оборудование, приведенные на фиг. 2, работают следующим образом. Содержащий углеводороды флюид извлекают из залежи 8 углеводородов через добывающую скважину 9. После извлечения из залежи 8 углеводородов поток 12 содержащего углеводороды флюида поступает в сепаратор 7, выполненный с возможностью получения содержащего углеводороды флюида от добывающей скважины 9. Содержащий углеводороды флюид в потоке 12, показанном на фиг. 2, идентичен содержащему углеводороды флюиду в потоке 12, показанном на фиг. 1.
В сепараторе 7 отделяют газ от содержащего углеводороды флюида.
Из сепаратора 7 поток 14 газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, поступает в блок 20 подготовки газа, который имеет необходимые технические средства (например, вход в виде входного отверстия или, например, в виде приемного патрубка) для обеспечения возможности поступления в него газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида. Показатели (состав и тому подобное) газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, в потоке 14, показанном на фиг. 2, идентичны показателям (составу и тому подобному) газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, в потоке 14, показанном на фиг. 1.
В блоке 20 подготовки газа производят подготовку газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, для сжигания в энергосиловой установке 21. Для осуществления такой подготовки в блоке 20 подготовки газа из газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, удаляют по крайней мере одно серосодержащее вещество, и/или твердые частицы, и/или воду (например, капли воды и/или водяной пар), и/или по крайней мере часть тяжелых углеводородов, и/или часть диоксида углерода, а также нагревают газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида.
Блок 20 подготовки газа содержит устройство 13 очистки газа, которое выполнено с возможностью удаления (снижения концентрации) из газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, воды, и/или твердых частиц, и/или по крайней мере одного серосодержащего вещества, и/или жидких углеводородов, и/или тому подобного. Например, устройство 13 очистки газа может включать в себя такое устройство, как газовый сепаратор для удаления воды, твердых частиц, жидких углеводородов и тому подобного. Также для удаления воды (в виде влаги) из газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, устройство 13 очистки газа может содержать установку (или аппарат, или устройство) гликолевой осушки газа и/или, например, установку (или аппарат) осушки посредством охлаждения газа. Для удаления по крайней мере одного серосодержащего вещества и/или азота устройство 13 очистки газа может включать в себя, например, мембранную установку. Или, например, для удаления по крайней мере одного серосодержащего вещества могут применять скруббер содовой очистки, или технологии с использованием аминов, или тому подобное.
Блок 20 подготовки газа содержит устройство 18 обработки газа, которое выполнено с возможностью удаления по крайней мере части тяжелых углеводородов и/или части диоксида углерода. Данную часть диоксида углерода могут удалять в случае избыточного содержания диоксида углерода в газе, отделенном от содержащего углеводороды флюида. Для удаления части диоксида углерода из газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, и/или для удаления по крайней мере части тяжелых углеводородов в состав устройства 18 обработки газа могут включать, например, установку низкотемпературной сепарации для фракционного разделения газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида. Чтобы удалить из газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, часть диоксида углерода и/или по крайней мере часть тяжелых углеводородов могут использовать, например, такую установку низкотемпературной сепарации, в которой при понижении давления в процессе расширения газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, понижается его температура. Это приводит к конденсации по крайней мере части тяжелых углеводородов и/или части диоксида углерода. Сконденсировавшиеся тяжелые углеводороды, полученные в устройстве 18 обработки газа, могут направлять, например, для дальнейшей переработки и/или в закачивающее устройство 2 для закачки в залежь 8 углеводородов (на фиг. 2 не показано). А сконденсировавшийся диоксид углерода, полученный в устройстве 18 обработки газа, могут подавать, например, в устройство 37 сжижения и/или закачивающее устройство 2 для закачки в залежь 8 углеводородов (на фиг. 2 не показано).
Блок 20 подготовки газа включает в себя устройство 19 (например, теплообменник нагрева газа) для нагрева (повышения температуры) газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида. Также нагрев газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида могут производить в энергосиловой установке 21 (на фиг. 2 не показано). Блок 20 подготовки газа имеет необходимые технические средства (например, выпускное отверстие, или, например, выпускной патрубок) для выхода газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, после его подготовки в блоке 20 подготовки газа.
Из блока 20 подготовки газа поток 22 газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, подают (подача газа может осуществляться под давлением) в энергосиловую установку 21, которая содержит двигатель внутреннего сгорания 24. При этом двигатель внутреннего сгорания 24 имеет необходимые технические средства (в частности, вход, например, в виде впускного патрубка или, например, в виде впускного трубопровода) для обеспечения возможности поступления в него газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, из блока 20 подготовки газа. В двигателе внутреннего сгорания 24 при его работе сжигают газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, с воздухом для выработки механической энергии. Выхлопные газы, образующиеся при упомянутом сжигании газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, выводят (выпускают) из двигателя внутреннего сгорания 24. Выхлопные газы содержат азот, диоксид углерода, воду (например, капли воды и/или водяной пар). Кроме перечисленных веществ, выхлопные газы могут содержать кислород, окислы азота, сажу, твердые частицы, несгоревшие углеводороды, серосодержащие вещества, оксид углерода и тому подобное.
Энергосиловая установка 21 является одной из возможных модификаций энергосиловой установки 1. Двигатель внутреннего сгорания 24 является одной из возможных модификаций двигателя внутреннего сгорания 3. Устройство и работа энергосиловой установки 21 и двигателя внутреннего сгорания 24 подобны устройству и работе энергосиловой установки 1 и двигателя внутреннего сгорания 3, которые описаны выше. Отличие двигателя внутреннего сгорания 24 от двигателя внутреннего сгорания 3 состоит в том, что двигатель внутреннего сгорания 24 выполнен с возможностью работы на газе, отделенном от содержащего углеводороды флюида, при поступлении данного газа от блока 20 подготовки газа, а двигатель внутреннего сгорания 3 выполнен с возможностью работы на газе, отделенном от содержащего углеводороды флюида, при поступлении данного газа от сепаратора 7. Данное отличие может заключаться в применяемых материалах, степени сжатия и других конструктивных особенностях, которые описаны в технической литературе и известны специалистам. Кроме этого, отличия энергосиловой установки 21 и двигателя внутреннего сгорания 24 от энергосиловой установки 1 и двигателя внутреннего сгорания 3 заключаются в том, что энергосиловая установка 21 и двигатель внутреннего сгорания 24 дополнены техническими средствами для понижения концентрации кислорода в выхлопных газах и техническими средствами для добавления части сжиженного диоксида углерода (или части содержащего диоксид углерода компонента) в газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида. Данные и другие отличия будут представлены ниже.
Из энергосиловой установки 21 поток 23 выхлопных газов направляют в кипятильник 26. Кипятильник 26 может быть выполнен, например, в виде теплообменника. В кипятильнике 26 от выхлопных газов получают тепловую энергию (теплоту) для использования в десорбере 27. Соответственно, в кипятильнике 26 температура выхлопных газов понижается.
Из кипятильника 26 поток 30 выхлопных газов поступает в блок 31 очистки. В блоке 31 очистки из выхлопных газов удаляют сажу, и/или твердые частицы, и/или воду (например, капли воды и/или водяной пар), и/или окислы азота, и/или несгоревшие углеводороды, и/или кислород, и/или оксид углерода. Также в блоке 31 очистки выхлопные газы охлаждают. Например, блок 31 очистки может содержать следующие устройства (аппараты, установки): фильтр нейтрализатор (например, платиновый) для удаления из выхлопных газов сажи; механический фильтр (или например, электрофильтр, или, например, скруббер) для удаления из выхлопных газов твердых частиц; газовый сепаратор (или, например, скруббер) для удаления из выхлопных газов воды и твердых частиц; каталитический реактор (например, с орошением карбамидом) для удаления из выхлопных газов окислов азота, а также устройства (например, с использованием каталитического дожигания) для удаления из выхлопных газов несгоревших углеводородов и/или оксида углерода, и/или кислорода. Причем фильтр нейтрализатор (например, платиновый) для удаления из выхлопных газов сажи может быть также установлен в энергосиловой установке 21 (например, в выхлопной системе двигателя внутреннего сгорания 24). Также блок 31 очистки может содержать скруббер для очистки и охлаждения выхлопных газов, в котором выхлопные газы при промывке водой очищают и охлаждают до необходимой температуры.
Из блока 31 очистки поток 32 выхлопных газов подают (например, вентилятором или газодувкой, или, например, дымососом) в углекислотную установку 28. Углекислотная установка 28 является одной из возможных модификаций углекислотной установки 6. Углекислотная установка 28 выполнена с возможностью получения содержащего азот компонента выхлопных газов в процессе извлечения из выхлопных газов содержащего диоксид углерода компонента выхлопных газов. Углекислотная установка 28 содержит технические средства для абсорбции и десорбции содержащего диоксид углерода компонента. Углекислотная установка 28 включает в себя абсорбционную подсистему, содержащую абсорбер (который также называют абсорбционной колонной) 29, и десорбционную подсистему, содержащую десорбер (который также называют десорбционной колонной или отпарной колонной) 27 и кипятильник 26. В углекислотной установке 28 содержащий диоксид углерода компонент извлекают из выхлопных газов следующим образом. В абсорбере 29 содержащий диоксид углерода компонент поглощается из выхлопных газов раствором (раствором абсорбента), в результате этого получают обогащенный диоксидом углерода раствор. Кроме диоксида углерода содержащий диоксид углерода компонент может содержать другие вещества (например, азот, и/или кислород, воду, и/или другие), которые могут быть поглощены вместе с диоксидом углерода раствором (раствором абсорбента). Концентрация упомянутых веществ зависит от свойств абсорбента, технологических режимов углекислотной установки 28 и подобного. Для поглощения содержащего диоксид углерода компонента могут быть использованы амины (например, водный раствор моноэтаноламина), водный раствор аммиака и тому подобное. После упомянутого поглощения остаток выхлопных газов представляет собой содержащий азот компонент. Таким образом в углекислотной установке 28 получают содержащий азот компонент. Кроме азота содержащий азот компонент может содержать кислород, воду (например, в виде водяного пара), в незначительной концентрации диоксид углерода и другие вещества. Поток 33 содержащего азот компонента выводят из абсорбера 29, а обогащенный диоксидом углерода раствор направляют в десорбер 27.
В десорбере 27 содержащий диоксид углерода компонент выделяют из обогащенного диоксидом углерода раствора при значениях температуры и давления, необходимых для десорбции. Например, для выделения содержащего диоксид углерода компонента обогащенный диоксидом углерода раствор могут нагревать с использованием тепловой энергии (теплоты) выхлопных газов. В этом случае в процессе выделения содержащего диоксид углерода компонента в десорбере 27 для нагрева обогащенного диоксидом углерода раствора передают с использованием кипятильника 26 обогащенному диоксидом углерода раствору по крайней мере часть тепловой энергии выхлопных газов. После выделения содержащий диоксид углерода компонент выводят (выпускают) из десорбера 27. Углекислотная установка 28 может содержать нагревающее устройство (на фиг. 2 не показано), в котором нагревают теплоноситель (например, воду) с использованием тепловой энергии (теплоты) содержащего диоксид углерода компонента. Для нагрева теплоносителя (например, воды) нагревающее устройство выполняют с возможностью передачи теплоносителю (например, воде) по крайней мере части тепловой энергии содержащего диоксид углерода компонента после извлечения содержащего диоксид углерода компонента из выхлопных газов. В нагревающем устройстве температура содержащего диоксид углерода компонента понижается. В связи с чем в нагревающем устройстве конденсируются водяной пар и абсорбент, который может присутствовать в виде пара в содержащем диоксид углерода компоненте. Подробные описания конструкций и работы углекислотных установок описаны в технической литературе и известны специалистам.
Из углекислотной установки 28 поток 34 содержащего диоксид углерода компонента поступает в устройство 37 сжижения. Устройство 37 сжижения является модификацией устройства 10 сжижения. Устройство 37 сжижения может содержать техническое средство (например, устройство) для сжатия содержащего диоксид углерода компонента; техническое средство (например, устройство) для осушки содержащего диоксид углерода компонента; техническое средство (например, устройство) для охлаждения содержащего диоксид углерода компонента; техническое средство (например, устройство) для нагнетания (или подачи) сжиженного диоксида углерода.
Устройство 37 сжижения, показанное на фиг. 2, содержит компрессор 35, устройство 36 осушки, конденсатор 38 и подающий насос 39. В устройстве 37 сжижения содержащий диоксид углерода компонент сжимают в компрессоре 35. Устройство 37 сжижения может содержать скруббер для промывки (очистки и охлаждения) водой содержащего диоксид углерода компонента до сжатия в компрессоре 35. После сжатия в компрессоре 35 содержащий диоксид углерода компонент поступает в устройство 36 осушки, в котором удаляют воду из содержащего диоксид углерода компонента с использованием, например, гликолевой осушки, или, например, адсорбентов, или, например, промежуточного холодильника, или тому подобного. После осушки содержащий диоксид углерода компонент поступает в конденсатор 38, охлаждаемый, например, холодильной машиной, или, например, водой, или, например, потоком воздуха. В конденсаторе 38 содержащий диоксид углерода компонент охлаждают. При охлаждении в конденсаторе 38 по крайней мере часть содержащего диоксид углерода компонента сжижают. То есть в конденсаторе 38 получают сжиженный диоксид углерода. При этом незначительное количество воды и/или незначительное количество неконденсирующегося газа (или газов), например, такого как азот, и/или кислород, и/или подобного может быть растворено в сжиженном диоксиде углерода. Не растворившуюся часть неконденсирующегося газа (или газов) удаляют из конденсатора 38, например, с использованием клапана для продувки (на фиг. 2 не показан). В сжиженном диоксиде углерода, получаемом в устройстве 37 сжижения, достигается высокая концентрация диоксида углерода. Например, концентрация диоксида углерода в сжиженном диоксиде углерода может составлять около 95 %, или около 99,5 %, или 99,9 % и более. Сжиженный диоксид углерода поступает в подающий насос 39, который выполнен с возможностью нагнетания сжиженного диоксида углерода.
Также устройство 37 сжижения может содержать терморегулирующее устройство (на фиг. 2 не показано), с использованием которого после сжижения или в процессе сжижения по крайней мере части содержащего диоксид углерода компонента устанавливают необходимую температуру сжиженного диоксида углерода. Установление необходимой температуры сжиженного диоксида углерода требуется для того, чтобы, например, избежать неблагоприятного воздействия на оборудование при низких температурах (например, при -20 °C и ниже) сжиженного диоксида углерода, или, например, для того, чтобы избежать образования ледяных пробок в трубопроводах, или, например, для поддержания необходимой температуры сжиженного диоксида углерода при закачке в залежь 8 углеводородов. Терморегулирующее устройство могут размещать в устройстве 37 сжижения или выполнять в виде отдельного устройства (на фиг. 2 не показано).
Сжиженный диоксид углерода из устройства 37 сжижения подают в закачивающее устройство 2 подающим насосом 39. Поток 40 сжиженного диоксида углерода из устройства 37 сжижения поступает под давлением в закачивающее устройство 2. С использованием закачивающего устройства 2 сжиженный диоксид углерода закачивают в залежь 8 углеводородов через нагнетательную скважину 5 (клапан 41 закрыт).
До закачки в залежь 8 в сжиженный диоксид углерода и/или содержащий диоксид углерода компонент могут добавлять (на фиг. 2 не показано) по крайней мере часть тяжелых углеводородов, полученных в устройстве 18 обработки газа, и/или диоксид углерода, полученный в устройстве 18 обработки газа. Устройство (например, такое как смеситель), выполненное с возможностью добавления в сжиженный диоксид углерода (и/или в содержащий диоксид углерода компонент) по крайней мере части тяжелых углеводородов (и/или диоксида углерода) могут размещать, например, в устройстве 37 сжижения, или, например, в закачивающем устройстве 2, или выполнять, например, в виде отдельного блока. К данному устройству подсоединяют трубопровод для поступления содержащего диоксид углерода компонента (и/или сжиженного диоксида углерода) и трубопровод (или трубопровды) для поступления, например, диоксида углерода, полученного в устройстве 18 обработки газа, и/или по крайней мере части тяжелых углеводородов, полученных в устройстве 18 обработки газа.
В залежь 8 углеводородов в дополнение к сжиженному диоксиду углерода могут закачивать по крайней мере часть содержащего азот компонента следующим образом. После закачки в залежь 8 через нагнетательную скважину 5 (с использованием закачивающего устройства 2) сжиженного диоксида углерода в количестве достаточном для формирования в залежи 8 оторочки диоксида углерода поток 42 содержащего азот компонента из углекислотной установки 28 направляют (клапан 44 закрыт) в компрессорное устройство 43. Компрессорное устройство 43 выполнено с возможностью закачки содержащего азот компонента в залежь 8 углеводородов через нагнетательную скважину 5. Могут быть использованы различные технические средства для закачки содержащего азот компонента. Например, компрессорное устройство 43 может содержать по крайней мере одно из следующих технических устройств: компрессор (или насосно-компрессорную установку), трубопровод, насосно-компрессорные трубы, фитинг и подобное оборудование. С использованием компрессорного устройства 43 осуществляют закачку содержащего азот компонента в залежь 8 углеводородов через нагнетательную скважину 5 (клапан 41 открыт) для продвижения оторочки диоксида углерода, например, к добывающей скважине 9. При этом обеспечивают технические мероприятия (например, ограничивают давление при закачке содержащего азот компонента) для предотвращения прорыва азота в любую добывающую скважину, пробуренную в залежь 8 углеводородов.
Как отмечалось выше в содержащем азот компоненте может присутствовать кислород. Для понижения концентрации кислорода в выхлопных газах (соответственно и в содержащем азот компоненте) могут использовать часть содержащего азот компонента, или часть содержащего диоксид углерода компонента, или часть сжиженного диоксида углерода, или часть выхлопных газов. Например, поток 45 части содержащего азот компонента направляют (клапан 44 открыт) из углекислотной установки 28 в энергосиловую установку 21. В энергосиловой установке 21 (например, в двигателе внутреннего сгорания 24) добавляют часть содержащего азот компонента в используемый в качестве окислителя воздух (и/или в сжатую газовоздушную смесь). При этом пропорцию между воздухом и газом, отделенным от содержащего углеводороды флюида, устанавливают таким образом, чтобы обеспечить сжигание горючих веществ (которые содержит газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида) и понижение концентрации кислорода в выхлопных газах. Тогда сжатая газовоздушная смесь содержит воздух в количестве не меньшем чем теоретически необходимо для окисления горючих веществ. А поддержание требуемой температуры в камере сгорания осуществляют не посредством регулирования коэффициента избытка воздуха, а путем добавления необходимого количества содержащего азот компонента. Вместо части содержащего азот компонента в используемый в качестве окислителя воздух (и/или в сжатую газовоздушную смесь) могут добавлять часть содержащего диоксид углерода компонента, и/или часть сжиженного диоксида углерода, и/или часть выхлопных газов. Устройство для добавления части содержащего азот компонента (и/или части выхлопных газов), и/или части сжиженного диоксида углерода (и/или части содержащего диоксид углерода компонента) в воздух (и/или в сжатую газовоздушную смесь) могут размещать, например, в энергосиловой установке 21, или, например, предусматривать в конструкции двигателя внутреннего сгорания 24. Например, до упомянутого сжигания часть содержащего азот компонента (и/или часть выхлопных газов) и/или часть сжиженного диоксида углерода (и/или часть содержащего диоксид углерода компонента) могут добавлять в воздух (и/или в сжатую газовоздушную смесь) с использованием любого из таких устройств, как, например, смеситель, нагнетатель, клапан-смеситель или подобных.
В начальный период закачки в залежь 8 углеводородов сжиженного диоксида углерода, а именно до прорыва диоксида углерода в добывающие скважины, газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, имеет низкое значение метанового числа. В течение данного периода, например, в энергосиловой установке 21 (или, например, в двигателе внутреннего сгорания 24) для повышения метанового числа в газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, могут добавлять часть содержащего диоксид углерода компонента и/или часть сжиженного диоксида углерода. Для этого часть содержащего диоксид углерода компонента и/или часть сжиженного диоксида углерода могут направлять (на фиг. 2 не показано) в энергосиловую установку 21, например, от углекислотной установки 28 и/или от устройства 37 сжижения. Могут быть использованы различные устройства для добавления части содержащего диоксид углерода компонента (и/или части сжиженного диоксида углерода) в газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, и/или в используемый в качестве окислителя воздух, и/или в сжатую газовоздушную смесь, содержащую воздух и газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида. Например, до упомянутого сжигания часть содержащего диоксид углерода компонента и/или часть сжиженного диоксида углерода могут добавлять в газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, и/или в используемый в качестве окислителя воздух (и/или в сжатую газовоздушную смесь) с помощью такого устройства, как смеситель, или, например, нагнетатель, или клапан- смеситель, или подобного. В залежь 8 углеводородов через нагнетательную скважину 46 закачивают воду. Предназначенная для закачки в залежь 8 углеводородов вода поступает в устройство 47 для закачки воды, выполненное с возможностью закачки воды в залежь 8 углеводородов через нагнетательную скважину 5. Устройство 47 для закачки воды содержит насос (или насосно-компрессорную установку), который нагнетает воду в залежь 8 углеводородов через нагнетательную скважину 46. В том случае, если, исходя из геолого-физической характеристики месторождения, необходимо повысить температуру воды, то воду до закачки в залежь 8 углеводородов могут нагревать например, в нагревающем устройстве, и/или в котле-утилизаторе, и/или в теплообменнике системы охлаждения (на фиг. 2 не показано). Для нагрева в котле- утилизаторе передают воде по крайней мере часть тепловой энергии (теплоты) выхлопных газов (на фиг. 2 не показано). Котел-утилизатор может входить в состав энергосиловой установки 21. Энергосиловая установка 21 может содержать систему охлаждения с теплообменником системы охлаждения, в котором для нагрева передают воде по крайней мере часть тепловой энергии (теплоты) системы охлаждения. Также воду могут нагревать в нагревающем устройстве (на фиг. 2 не показано), в котором для нагрева передают воде по крайней мере часть тепловой энергии (теплоты) содержащего диоксид углерода компонента после извлечения содержащего диоксид углерода компонента из выхлопных газов. Такое нагревающее устройство могут размещать, например, в углекислотной установке 28.
Воду и сжиженный диоксид углерода могут закачивать в залежь 8 углеводородов поочередно, осуществляя какой-либо вариант «Water- Alternating-Gas» процесса. Также воду и сжиженный диоксид углерода могут закачивать в залежь 8 углеводородов одновременно. При этом сжиженный диоксид углерода и воду могут закачивать в залежь 8 углеводородов не только через разные нагнетательные скважины, например, сжиженный диоксид углерода через нагнетательную скважину 5, а воду через нагнетательную скважину 46. Также сжиженный диоксид углерода и воду могут закачивать (поочередно или одновременно) в залежь 8 углеводородов через одну нагнетательную скважину (на фиг. 2 не показано).
Пример: Содержащий углеводороды флюид извлекают из нефтяной залежи. Газ (попутный нефтяной газ) отделяют от содержащего углеводороды флюида. Попутный нефтяной газ в количестве 1700 м3/час поступает в 3 энергосиловые установки, каждая из которых содержит газовый двигатель и электрический генератор. Попутный нефтяной газ сжигают с воздухом в газовых двигателях, каждый из которых выполнен с возможностью работы посредством упомянутого сжигания попутного нефтяного газа. Газовые двигатели приводят в действие электрические генераторы, которые вырабатывает электроэнергию. Энергосиловые установки содержат теплообменники для генерирования тепловой энергии (теплоты).
Из выхлопных газов газовых двигателей в углекислотной установке извлекают содержащий диоксид углерода компонент выхлопных газов. Углекислотная установка содержит теплообменник для генерирования тепловой энергии (теплоты).
По крайней мере часть содержащего диоксид углерода компонента сжижают в устройстве сжижения для получения сжиженного диоксида углерода. Сжиженный диоксид углерода с использованием закачивающего устройства закачивают в нефтяную залежь через нагнетательные скважины.
Состав попутного нефтяного газа после прорыва диоксида углерода в добывающие скважины: метан 49 %, этан 11,9 %, пропан 7 %, бутан 2, 1 %, диоксид углерода 30 %. Метановое число данного попутного нефтяного газа выше типового минимально допустимого значения для газового двигателя, значение которого принимают равным 52 /см. Иванов С. С., Тарасов М. Ю. Требования к подготовке растворенного газа для питания газопоршневых двигателей. Нефтяное хозяйство, 2011, № 1, с. 102 - 105/.
Электрическая мощность, генерируемая энергосиловыми установками, составляет около 5,5 МВт, из которых около 0,5 МВт потребляется в устройстве сжижения и закачивающем устройстве.
Генерируемая тепловая мощность составляет около 5,7 Гкал/час, из которых 1,8 Гкал/час потребляется в углекислотной установке при извлечении содержащего диоксид углерода компонента из выхлопных газов.
Сжиженный диоксид углерода получают в количестве около 3800 кг/час (технологические потери учтены). Сжиженный диоксид углерода содержит около 99,5 % диоксида углерода.
В закачивающем устройстве давление сжиженного диоксида углерода устанавливают около 30 МПа при осуществлении закачки сжиженного диоксида углерода в нефтяную залежь через нагнетательные скважины. Возможны многие модификации и вариации осуществления изобретения, исходя из раскрытых вариантов осуществления изобретения, материалов и технических средств, не выходя за рамки сущности и объема изобретения. Соответственно, объем формулы изобретения, приведенных в формуле изобретения признаков и их функциональных эквивалентов не должен быть ограничен конкретными вариантами осуществления, которые описаны и показаны в описании изобретения и на схемах, так как эти варианты приведены в качестве примера.

Claims

46
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ Комплекс для добычи содержащего углеводороды флюида из залежи углеводородов, включающий энергосиловую установку, углекислотную установку, устройство сжижения и закачивающее устройство, причем энергосиловая установка содержит двигатель внутреннего сгорания, в котором обеспечена возможность поступления газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, при этом двигатель внутреннего сгорания выполнен с возможностью работы посредством сжигания газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, с воздухом, а также двигатель внутреннего сгорания выполнен с возможностью образования сжатой газовоздушной смеси, содержащей воздух и газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, причем двигатель внутреннего сгорания выполнен с возможностью образования упомянутой сжатой газовоздушной смеси до упомянутого сжигания, при этом предусмотрена возможность выпуска выхлопных газов из двигателя внутреннего сгорания, кроме того, углекислотная установка выполнена с возможностью извлечения из выхлопных газов содержащего диоксид углерода компонента выхлопных газов, причем устройство сжижения выполнено с возможностью сжижения по крайней мере части содержащего диоксид углерода компонента для получения сжиженного диоксида углерода, при этом закачивающее устройство выполнено с возможностью закачки сжиженного диоксида углерода в залежь углеводородов по крайней мере через одну скважину, Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что закачивающее устройство содержит нагнетательный насос для нагнетания сжиженного диоксида углерода, и/или емкость для хранения сжиженного диоксида углерода, и/или трубопровод, и/или фитинг, и/или насосно-компрессорные трубы, при этом по крайней мере одна упомянутая скважина, является нагнетательной скважиной или добывающей скважиной. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что устройство сжижения содержит компрессор и/или конденсатор, при этом компрессор выполнен с возможностью сжатия содержащего диоксид углерода компонента, а конденсатор выполнен с возможностью охлаждения содержащего диоксид углерода компонента. 47 Комплекс по любому из пп. 1, 2, 3, отличающийся тем, что содержит по крайней мере одно из следующих устройств: устройство осушки, подающий насос, емкость для хранения сжиженного диоксида углерода, при этом устройство осушки выполнено с возможностью удаления воды из содержащего диоксид углерода компонента до упомянутого получения сжиженного диоксида углерода, а подающий насос выполнен с возможностью нагнетания сжиженного диоксида углерода. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что углекислотная установка содержит абсорбер и десорбер, при этом углекислотная установка выполнена с возможностью поглощения в абсорбере содержащего диоксид углерода компонента из выхлопных газов раствором абсорбента с образованием обогащенного диоксидом углерода раствора, причем углекислотная установка выполнена с возможностью выделения в десорбере содержащего диоксид углерода компонента из обогащенного диоксидом углерода раствора. Комплекс по п. 1 или п. 5, отличающийся тем, что углекислотная установка выполнена с возможностью получения содержащего азот компонента выхлопных газов в процессе упомянутого извлечения из выхлопных газов содержащего диоксид углерода компонента. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что содержит устройство для добавления части выхлопных газов в воздух и/или в упомянутую сжатую газовоздушную смесь, при этом двигатель внутреннего сгорания выполнен с возможностью поддержания в упомянутой сжатой газовоздушной смеси пропорции между воздухом и горючими веществами такой, что упомянутая сжатая газовоздушная смесь содержит воздух в количестве не меньшем чем теоретически необходимо для окисления горючих веществ. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что в двигатель внутреннего сгорания обеспечена возможность поступления газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, из сепаратора, в котором предусмотрена возможность поступления содержащего углеводороды флюида из залежи углеводородов по крайней мере через одну добывающую скважину, при этом сепаратор выполнен с возможностью выпуска газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида. 48 Комплекс по п. 6, отличающийся тем, что содержит устройство для добавления части содержащего азот компонента в воздух и/или в упомянутую сжатую газовоздушную смесь, при этом двигатель внутреннего сгорания выполнен с возможностью поддержания в упомянутой сжатой газовоздушной смеси пропорции между воздухом и горючими веществами такой, что упомянутая сжатая газовоздушная смесь содержит воздух в количестве не меньшем чем теоретически необходимо для окисления горючих веществ. Комплекс по п. 6, отличающийся тем, что содержит компрессорное устройство, а по крайней мере одна упомянутая скважина является нагнетательной скважиной, причем закачивающее устройство выполнено с возможностью закачки сжиженного диоксида углерода в залежь углеводородов по крайней мере через одну упомянутую нагнетательную скважину с формированием в залежи углеводородов оторочки диоксида углерода, при этом компрессорное устройство выполнено с возможностью закачки содержащего азот компонента в залежь углеводородов по крайней мере через одну упомянутую нагнетательную скважину для продвижения оторочки диоксида углерода по крайней мере к одной добывающей скважине. Комплекс по п. 5, отличающийся тем, что углекислотная установка содержит нагревающее устройство и/или кипятильник, причем десорбер и кипятильник выполнены с возможностью передачи обогащенному диоксидом углерода раствору по крайней мере части тепловой энергии выхлопных газов для нагрева обогащенного диоксидом углерода раствора, а нагревающее устройство выполнено с возможностью передачи воде по крайней мере части тепловой энергии содержащего диоксид углерода компонента после упомянутого извлечения из выхлопных газов содержащего диоксид углерода компонента, кроме того обеспечена возможность поступления воды из нагревающего устройства в устройство для закачки воды в залежь углеводородов по крайней мере через одну нагнетательную скважину. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что углекислотная установка и устройство сжижения выполнены с возможностью осуществления упомянутого сжижения в процессе упомянутого извлечения из выхлопных газов содержащего диоксид углерода компонента. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что содержит блок очистки, при этом блок очистки содержит по крайней мере одно из следующих устройств: устройство для удаления из выхлопных газов сажи, устройство для удаления из выхлопных газов твердых частиц, устройство для удаления из выхлопных газов воды, устройство для удаления из выхлопных газов окислов азота, устройство для удаления из выхлопных газов несгоревших углеводородов, устройство для удаления из выхлопных газов кислорода, устройство для удаления из выхлопных газов оксида углерода, устройство для охлаждения выхлопных газов. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что содержит устройство для закачки воды в залежь углеводородов по крайней мере через одну нагнетательную скважину. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что содержит блок подготовки газа, в котором обеспечена возможность поступления газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, из сепаратора, при этом предусмотрена возможность поступления содержащего углеводороды флюида из залежи углеводородов в сепаратор по крайней мере через одну добывающую скважину, а также сепаратор выполнен с возможностью выпуска газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, причем обеспечена возможность поступления газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, из блока подготовки газа в двигатель внутреннего сгорания, при этом блок подготовки газа содержит по крайней мере одно из следующих устройств: устройство для удаления из газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, по крайней мере одного серосодержащего вещества, устройство для удаления из газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, твердых частиц, устройство для удаления из газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, воды, устройство для удаления из газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, по крайней мере части тяжелых углеводородов, устройство для удаления из газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида, части диоксида углерода, устройство для нагрева газа, отделенного от содержащего углеводороды флюида. Комплекс по п. 15, отличающийся тем, что содержит устройство для добавления в содержащий диоксид углерода компонент и/или в сжиженный диоксид углерода тяжелых углеводородов и/или диоксида углерода. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что содержит электрический генератор, или насос, или компрессор, любой из которых выполнен с возможностью приведения в действие двигателем внутреннего сгорания. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что содержит устройство для добавления части содержащего диоксид углерода компонента и/или части сжиженного диоксида углерода в газ, отделенный от содержащего углеводороды флюида, и/или в воздух, и/или в упомянутую сжатую газовоздушную смесь. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что содержит терморегулирующее устройство, причем терморегулирующее устройство выполнено с возможностью установления необходимой температуры сжиженного диоксида углерода после упомянутого сжижения или в процессе упомянутого сжижения. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что энергосиловая установка содержит котел-утилизатор и/или систему охлаждения, имеющую теплообменник системы охлаждения, при этом котел-утилизатор выполнен с возможностью передачи воде по крайней мере части тепловой энергии выхлопных газов, а теплообменник системы охлаждения выполнен с возможностью передачи воде по крайней мере части тепловой энергии от системы охлаждения, кроме того, обеспечена возможность поступления воды из котла-утилизатора и/или теплообменника системы охлаждения в устройство для закачки воды в залежь углеводородов по крайней мере через одну нагнетательную скважину. Комплекс по любому из пп. 1-3, 5, 7-20, отличающийся тем, что двигатель внутреннего сгорания является газовым двигателем или газотурбинным двигателем.
PCT/RU2022/000030 2021-02-08 2022-02-04 Комплекс для добычи содержащего углеводороды флюида из залежи углеводородов WO2022169385A1 (ru)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP22750109.5A EP4290048A1 (en) 2021-02-08 2022-02-04 System for extracting a hydrocarbon-containing fluid from a hydrocarbon deposit
CA3207589A CA3207589A1 (en) 2021-02-08 2022-02-04 System for recovery of hydrocarbon-containing fluid from a hydrocarbon-bearing formation
US18/275,982 US20240117722A1 (en) 2021-02-08 2022-02-04 System for recovery of hydrocarbon-containing fluid from a hydrocarbon-bearing formation

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2021102904A RU2762713C1 (ru) 2021-02-08 2021-02-08 Комплекс для добычи содержащего углеводороды флюида из залежи углеводородов
RU2021102904 2021-02-08

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2022169385A1 true WO2022169385A1 (ru) 2022-08-11

Family

ID=80039419

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2022/000030 WO2022169385A1 (ru) 2021-02-08 2022-02-04 Комплекс для добычи содержащего углеводороды флюида из залежи углеводородов

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20240117722A1 (ru)
EP (1) EP4290048A1 (ru)
CA (1) CA3207589A1 (ru)
RU (1) RU2762713C1 (ru)
WO (1) WO2022169385A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2024062303A1 (en) * 2022-09-21 2024-03-28 Noble Drilling A/S Apparatus and method for storing carbon dioxide

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11955782B1 (en) 2022-11-01 2024-04-09 Typhon Technology Solutions (U.S.), Llc System and method for fracturing of underground formations using electric grid power

Citations (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4344486A (en) 1981-02-27 1982-08-17 Standard Oil Company (Indiana) Method for enhanced oil recovery
US4895710A (en) 1986-01-23 1990-01-23 Helge G. Gran Nitrogen injection
RU2038467C1 (ru) 1993-03-18 1995-06-27 Акционерное общество закрытого типа "Экоэн" Способ разработки нефтяной залежи
RU2187626C1 (ru) * 2001-10-08 2002-08-20 Западинский Алексей Леонидович Способ разработки залежи углеводородного сырья (варианты)
US6648944B1 (en) * 2003-01-28 2003-11-18 Membrane Technology And Research, Inc. Carbon dioxide removal process
US7168488B2 (en) * 2001-08-31 2007-01-30 Statoil Asa Method and plant or increasing oil recovery by gas injection
US7299868B2 (en) 2001-03-15 2007-11-27 Alexei Zapadinski Method and system for recovery of hydrocarbons from a hydrocarbon-bearing information
US10315150B2 (en) 2013-03-08 2019-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Carbon dioxide recovery
RU2694328C1 (ru) * 2018-10-30 2019-07-11 Отто Гуйбер Способ интенсификации добычи газообразных углеводородов из неконвенциональных низкопроницаемых газоносных пластов сланцевых плеев/формаций и технологический комплекс для его осуществления
RU2733774C1 (ru) * 2020-02-13 2020-10-06 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" Способ выделения диоксида углерода из дымовых газов и устройство для осуществления способа
US10976295B2 (en) 2017-06-26 2021-04-13 Mustang Sampling Llc System and methods for methane number generation

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6631626B1 (en) * 2002-08-12 2003-10-14 Conocophillips Company Natural gas liquefaction with improved nitrogen removal
ITMI20041288A1 (it) * 2004-06-25 2004-09-25 Eni Spa Procedimento per la riduzione-rimozione della concentrazione di idrogeno solforato contenuto nel gas naturale
US8869889B2 (en) * 2010-09-21 2014-10-28 Palmer Labs, Llc Method of using carbon dioxide in recovery of formation deposits

Patent Citations (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4344486A (en) 1981-02-27 1982-08-17 Standard Oil Company (Indiana) Method for enhanced oil recovery
US4895710A (en) 1986-01-23 1990-01-23 Helge G. Gran Nitrogen injection
RU2038467C1 (ru) 1993-03-18 1995-06-27 Акционерное общество закрытого типа "Экоэн" Способ разработки нефтяной залежи
US7299868B2 (en) 2001-03-15 2007-11-27 Alexei Zapadinski Method and system for recovery of hydrocarbons from a hydrocarbon-bearing information
US7168488B2 (en) * 2001-08-31 2007-01-30 Statoil Asa Method and plant or increasing oil recovery by gas injection
RU2187626C1 (ru) * 2001-10-08 2002-08-20 Западинский Алексей Леонидович Способ разработки залежи углеводородного сырья (варианты)
US6648944B1 (en) * 2003-01-28 2003-11-18 Membrane Technology And Research, Inc. Carbon dioxide removal process
US10315150B2 (en) 2013-03-08 2019-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Carbon dioxide recovery
US10976295B2 (en) 2017-06-26 2021-04-13 Mustang Sampling Llc System and methods for methane number generation
RU2694328C1 (ru) * 2018-10-30 2019-07-11 Отто Гуйбер Способ интенсификации добычи газообразных углеводородов из неконвенциональных низкопроницаемых газоносных пластов сланцевых плеев/формаций и технологический комплекс для его осуществления
RU2733774C1 (ru) * 2020-02-13 2020-10-06 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" Способ выделения диоксида углерода из дымовых газов и устройство для осуществления способа

Non-Patent Citations (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ALTUNIN V.V.: "Thermodynamic properties of carbon dioxide. M.", 1975, PUBLISHING HOUSE ''STANDARTOV, pages: 347
BALINT V.BAN A.DOLESHAL SH. ET AL., USE OF CARBON DIOXIDE IN OIL RECOVERY. M., 1977, pages 221 - 232
BALINT V.BAN A.DOLESHAL SH. ET AL., USE OF CARBON DIOXIDE IN OIL RECOVERY. M.: NEDRA, 1977, pages 16
BLEAKLEY W.B.: "Block 31 Miscible Flood Remains Strong", PETROLEUM ENGINEER INTERNATIONAL, November 1982 (1982-11-01), pages 84,86,90,92
HLOZEK R.J.: "Engine-Exhaust Gas Offers Alternative for EOR", OIL AND GAS JOURNAL, 1 April 1985 (1985-04-01), pages 75 - 78
IVANOV S. S.TARASOV M. YU., REQUIREMENTS FOR THE ASSOCIATED GAS TREATMENT FOR GAS-FUELLED PISTON ENGINES SUPPLY. NEFTIANOYE KHOZYASTVO, no. 1, pages 102 - 105
KACHMAR YU. D.YANIV V. E.RYBCHAK E. V.ZINCHUK N. S., USE OF NITROGEN IN OIL RECOVERY. M.: VNIIONG, 1973, pages 3
KUBESH J.KING S. R.LISS W. E., EFFECT OF GAS COMPOSITION ON OCTANE NUMBER OF NATURAL GAS FUELS., vol. 922359
SCHEDEL R.L., EOR + CO = A GAS PROCESSING CHALLENGE // OIL AND GAS JOURNAL, vol. 80, no. 43, 1982, pages 158,163 - 166
VEREVKIN A.P.SELEZNEV S.B., UTILIZATION OF ASSOCIATED PETROLEUM GAS BASED POWER GENERATION: PROBLEMS AND SOLUTION. NEFTEGAZOVOE DELO, vol. 13, no. 1, 2015, pages 56 - 62
WESTMAN S. F. ET AL.: "Vapore-liquid equilibrium data for the carbon dioxide and nitrogen (CO + N ) system at the temperatures 223, 270, 298 and 303 K and pressures up to 18 MPa.", FLUID PHASE EQUILIBRIA, V., vol. 409, 15 February 2016 (2016-02-15), pages 207 - 241

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2024062303A1 (en) * 2022-09-21 2024-03-28 Noble Drilling A/S Apparatus and method for storing carbon dioxide

Also Published As

Publication number Publication date
CA3207589A1 (en) 2022-08-11
US20240117722A1 (en) 2024-04-11
EP4290048A1 (en) 2023-12-13
RU2762713C1 (ru) 2021-12-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7299868B2 (en) Method and system for recovery of hydrocarbons from a hydrocarbon-bearing information
JP6734298B2 (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
CN104428490B (zh) 提高的煤层甲烷生产
WO2022169385A1 (ru) Комплекс для добычи содержащего углеводороды флюида из залежи углеводородов
US9784182B2 (en) Power generation and methane recovery from methane hydrates
WO2022169384A1 (ru) Способ добычи углеводородов
TW201217630A (en) Low emission triple-cycle power generation systems and methods
CN103442783A (zh) 用于在低排放涡轮机系统中捕获二氧化碳的系统和方法
CN103221632A (zh) 利用二氧化碳开采地层沉积物的方法
EA012886B1 (ru) Способ повышения добычи нефти и газа
US20140374109A1 (en) Enhanced Carbon Dioxide Capture in a Combined Cycle Plant
CN106761659B (zh) 一种用于油田co2驱产出气回注的提纯液化工艺
WO2014205163A1 (en) Process for enhanced oil recovery using capture of carbon dioxide
WO2008077200A1 (fr) Procédé pour augmenter de rendement d'une formation pétrolière productrice
RU2208138C1 (ru) Комплекс для разработки нефтяного или газоконденсатного месторождения (варианты)
RU2181159C1 (ru) Комплекс для разработки залежей углеводородного сырья (варианты)
RU2490440C1 (ru) Способ добычи нефти
RU2746005C2 (ru) Комплекс для добычи углеводородов
RU2746004C2 (ru) Способ добычи углеводородов
RU2187626C1 (ru) Способ разработки залежи углеводородного сырья (варианты)
US7445761B1 (en) Method and system for providing compressed substantially oxygen-free exhaust gas for industrial purposes
Gonome et al. ICOPE-15-1012 Evaluation of power generation system utilizing ocean methane hydrate and chemical carbon capture and storage system

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 22750109

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 18275982

Country of ref document: US

Ref document number: 3207589

Country of ref document: CA

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2022750109

Country of ref document: EP

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2022750109

Country of ref document: EP

Effective date: 20230908