RU2473792C2 - Способ добычи нефти и/или газа (варианты) - Google Patents
Способ добычи нефти и/или газа (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2473792C2 RU2473792C2 RU2010105844/03A RU2010105844A RU2473792C2 RU 2473792 C2 RU2473792 C2 RU 2473792C2 RU 2010105844/03 A RU2010105844/03 A RU 2010105844/03A RU 2010105844 A RU2010105844 A RU 2010105844A RU 2473792 C2 RU2473792 C2 RU 2473792C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- composition
- gas
- formation
- wells
- Prior art date
Links
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 214
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 130
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 123
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 62
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims abstract description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 132
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 112
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 48
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 34
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 33
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 23
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 23
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 18
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 17
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims description 12
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 9
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 claims description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 7
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 5
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 3
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 3
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims description 3
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims description 3
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- GJEAMHAFPYZYDE-UHFFFAOYSA-N [C].[S] Chemical compound [C].[S] GJEAMHAFPYZYDE-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 212
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 106
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 27
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 16
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 11
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 11
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 10
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 9
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 8
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 5
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 5
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 4
- JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N carbonyl sulfide Chemical compound O=C=S JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- WWYNJERNGUHSAO-XUDSTZEESA-N (+)-Norgestrel Chemical compound O=C1CC[C@@H]2[C@H]3CC[C@](CC)([C@](CC4)(O)C#C)[C@@H]4[C@@H]3CCC2=C1 WWYNJERNGUHSAO-XUDSTZEESA-N 0.000 description 2
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N carbon disulfide-14c Chemical compound S=[14C]=S QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N disulfur monoxide Inorganic materials O=S=S TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 235000015096 spirit Nutrition 0.000 description 2
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 2
- 229940089401 xylon Drugs 0.000 description 2
- FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 1-benzothiophene Chemical class C1=CC=C2SC=CC2=C1 FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N dibenzothiophene Chemical class C1=CC=C2C3=CC=CC=C3SC2=C1 IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- -1 for example Chemical class 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 150000002391 heterocyclic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004535 oil miscible liquid Substances 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 description 1
- 150000003577 thiophenes Chemical class 0.000 description 1
- 239000010913 used oil Substances 0.000 description 1
- 239000012991 xanthate Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/594—Compositions used in combination with injected gas, e.g. CO2 orcarbonated gas
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/18—Repressuring or vacuum methods
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к области добычи нефти и/или газа. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретений: способ включает нагнетание в первую скважину в пласте композиции повышения нефтеотдачи и газа, причем композиция повышения нефтеотдачи содержит композицию с сероуглеродом и имеет плотность более высокую, чем плотность нефти; формирование в пласте смеси, содержащей нефть, и композицию повышения нефтеотдачи; формирование газовой шапки из нагнетаемого газа; проталкивание смеси композиции и нефти ко второй скважине в пласте под действием силы тяжести; и добычу смеси композиции и нефти из второй скважины. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 9 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способам добычи нефти и/или газа.
Уровень техники
Для увеличения добычи нефти повсеместно могут быть использованы методы повышения нефтеотдачи (МПНО). Существует три основных типа МПНО: тепловой, химический/полимерный и нагнетание газа. Указанные типы МПНО могут быть использованы для увеличения добычи нефти из пласта сверх того, что может быть достигнуто обычными средствами - для возможного увеличения продолжительности разработки месторождения и повышения коэффициента нефтеотдачи.
Добыча нефти с тепловым воздействием на пласт осуществляется посредством подвода тепла к продуктивному пласту. Наиболее широко применяется вытеснение нефти паром, при котором уменьшается вязкость нефти, так что она может течь к добывающим скважинам. Нагнетание в пласт растворов химических реагентов увеличивает добычу благодаря уменьшению капиллярных сил, которые связывают остаточную нефть. Нагнетание в пласт растворов полимеров улучшает эффективность вытеснения с помощью нагнетаемой воды. Нагнетание смешиваемого материала работает аналогично нагнетанию растворов химических реагентов. Благодаря нагнетанию флюида, который смешивается с нефтью, можно добывать связанную остаточную нефть.
На фиг.1 показана система 100, соответствующая уровню техники. Система 100 содержит подземный пласт 102, подземный пласт 104, подземный пласт 106 и подземный пласт 108. Установка 110 для добычи расположена на поверхности. Скважина 112 пересекает пласты 102 и 104 и содержит отверстия в пласте 106. Часть пласта 106 обозначена ссылочной позицией 114. Нефть и газ добывают из пласта 106 и они через скважину 112 поступают к установке 110 для добычи. Газ и жидкость отделяют друг от друга, газ хранят в хранилище 116 газа, а жидкость хранят в хранилище 118 жидкости.
В патенте США 4109720 описано, что нефть можно добывать из вязких содержащих нефть пластов, содержащих слои нефтеносных песков, при этом добычу осуществляют путем нагнетания в пласт жидкого в условиях пласта растворяющего вещества и одновременного нагнетания вещества, которое останется полностью газообразным при давлении и температуре пласта. Наличие неконденсирующегося газа в пласте, в который нагнетают растворяющее вещество, предотвращает образование непроницаемого наноса битума, который блокирует дальнейшее течение флюидов через пласт. По существу газ должен не вступать в реакцию с растворяющим веществом и флюидами пласта - это необходимо для реализации достоинств изобретения. Примерами газов, подходящих для осуществления этого изобретения, являются, в том числе, метан, этан, азот, углекислый газ и их смеси. Патент США 4109720 во всей полноте включен в настоящий документ посредством ссылки.
В технике существует потребность в улучшенных системах и способах повышения нефтеотдачи. Кроме того, в технике существует потребность в улучшенных системах и способах повышения нефтеотдачи с использованием растворителя, например, путем уменьшения вязкости, химических воздействий и нагнетания в пласт смешивающихся с нефтью жидкостей. Кроме того, в технике существует потребность в улучшенных системах и способах нагнетания в пласт смешивающихся с нефтью растворяющих жидкостей. Кроме того, в технике существует потребность в улучшенных системах и способах повышения нефтеотдачи с гравитационным дренажем.
Раскрытие изобретения
Согласно одному аспекту, в изобретении предложен способ добычи нефти из подземного пласта, указанный способ включает в себя следующее: нагнетают композицию повышения нефтеотдачи и газ в первую скважину в пласте; формируют смесь, содержащую композицию повышения нефтеотдачи и нефть в пласте; формируют газовую шапку из нагнетаемого газа; проталкивают смесь композиции и нефти по направлению ко второй скважине в пласте; и добывают смесь композиции и нефти из второй скважины.
Согласно другому аспекту, в изобретении предложен способ добычи нефти и/или газа, указанный способ включает в себя следующее: нагнетают из первой скважины смешивающуюся с нефтью композицию повышения нефтеотдачи и газ в трещины и/или пустоты, окружающие материнскую породу в пласте; дают смешивающейся с нефтью композиции повышения нефтеотдачи и газу впитаться в материнскую породу; формируют смесь, содержащую нефть и смешивающуюся с нефтью композицию повышения нефтеотдачи, в материнской породе; формируют газовую шапку из нагнетаемого газа в материнской породе; проталкивают смесь нефти и композиции из трещины и/или пустоты; и добывают смесь композиции и нефти из трещин и/или пустот с помощью второй скважины.
Достоинства изобретения включают в себя один или несколько пунктов из следующего.
Улучшенные системы и способы повышения добычи углеводородов из пласта с помощью растворителя.
Улучшенные системы и способы повышения добычи углеводородов из пласта с помощью флюида, содержащего смешивающийся с нефтью растворитель.
Улучшенные составы и/или технологии вторичной и/или третичной добычи углеводородов.
Улучшенные системы и способы повышения нефтеотдачи.
Улучшенные системы и способы повышения нефтеотдачи с помощью смешивающегося с нефтью растворителя.
Улучшенные системы и способы повышения нефтеотдачи с использованием соединения, смешивающегося с нефтью в месторождении.
Улучшенные системы и способы повышения нефтеотдачи с использованием соединения, смешивающегося с нефтью в комбинации с газом в месторождении.
Улучшенные системы и способы повышения нефтеотдачи с использованием гравитационного дренажа.
Краткое описание чертежей
Фиг.1 - вид, показывающий систему добычи нефти и/или газа;
фиг.2а - вид, показывающий расстановку скважин;
фиг.2b и 2с - виды, показывающие расстановку скважин с фиг.2а при осуществлении процессов повышения нефтеотдачи;
фиг.3а-3с - виды, показывающие системы добычи нефти и/или газа;
фиг.4 - вид, показывающий систему добычи нефти и/или газа;
фиг.5 - вид, показывающий систему добычи нефти и/или газа.
Подробное описание изобретения
Фиг.2а:
На фиг.2а показан массив скважин 200, в соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения. Массив 200 включает в себя группу 202 скважин (обозначенных горизонтальными линиями) и группу 204 скважин (обозначенных диагональными линиями).
Каждая скважина из группы 202 скважин отстоит по горизонтали от соседней скважины группы 202 скважин на расстояние 230. Каждая скважина из группы 202 скважин отстоит по вертикали от соседней скважины группы 202 скважин на расстояние 232.
Каждая скважина из группы 204 скважин отстоит по горизонтали от соседней скважины группы 204 скважин на расстояние 236. Каждая скважина из группы 204 скважин отстоит по вертикали от соседней скважины группы 204 скважин на расстояние 238.
Каждая скважина из группы 202 скважин отстоит от соседних скважин группы 204 скважин на расстояние 234. Каждая скважина из группы 204 скважин отстоит от соседних скважин группы 202 скважин на расстояние 234.
В некоторых вариантах осуществления изобретения каждая скважина из группы 202 скважин окружена четырьмя скважинами группы 204 скважин. В некоторых вариантах осуществления изобретения каждая скважина из группы 204 скважин окружена четырьмя скважинами группы 202 скважин.
В некоторых вариантах осуществления изобретения расстояние 230 по горизонтали составляет примерно от 5 до примерно 1000 метров или примерно от 10 до примерно 500 метров, или примерно от 20 до примерно 250 метров, или примерно от 30 до примерно 200 метров, или примерно от 50 до примерно 150 метров, или примерно от 90 до примерно 120 метров, или примерно 100 метров.
В некоторых вариантах осуществления изобретения расстояние 232 по вертикали составляет примерно от 5 до примерно 1000 метров или примерно от 10 до примерно 500 метров, или примерно от 20 до примерно 250 метров, или примерно от 30 до примерно 200 метров, или примерно от 50 до примерно 150 метров, или примерно от 90 до примерно 120 метров, или примерно 100 метров.
В некоторых вариантах осуществления изобретения расстояние 236 по горизонтали составляет примерно от 5 до примерно 1000 метров или примерно от 10 до примерно 500 метров, или примерно от 20 до примерно 250 метров, или примерно от 30 до примерно 200 метров, или примерно от 50 до примерно 150 метров, или примерно от 90 до примерно 120 метров, или примерно 100 метров.
В некоторых вариантах осуществления изобретения расстояние 238 по вертикали составляет примерно от 5 до примерно 1000 метров или примерно от 10 до примерно 500 метров, или примерно от 20 до примерно 250 метров, или примерно от 30 до примерно 200 метров, или примерно от 50 до примерно 150 метров, или примерно от 90 до примерно 120 метров, или примерно 100 метров.
В некоторых вариантах осуществления изобретения расстояние 234 составляет примерно от 5 до примерно 1000 метров или примерно от 10 до примерно 500 метров, или примерно от 20 до примерно 250 метров, или примерно от 30 до примерно 200 метров, или примерно от 50 до примерно 150 метров, или примерно от 90 до примерно 120 метров, или примерно 100 метров.
В некоторых вариантах осуществления изобретения массив 200 скважин может содержать примерно от 10 до примерно 1000 скважин, например, примерно от 5 до примерно 500 скважин в группе 202 скважин и примерно от 5 до примерно 500 скважин в группе 204 скважин.
В некоторых вариантах осуществления изобретения, если смотреть сверху, то скважины массива скважин 200, в том числе скважины группы 202 скважин и группы 204 скважин, представляют собой вертикальные скважины, расположенные по участку земли. В некоторых вариантах осуществления изобретения, если смотреть сбоку, то скважины массива скважин 200, в том числе скважины группы 202 скважин и группы 204 скважин, представляют собой расположенные в пласте на расстоянии друг от друга горизонтальные скважины.
Добыча нефти и/или газа с помощью массива скважин 200 из подземного пласта может быть осуществлена любым известным способом. Подходящими способами являются подводная добыча, добыча с поверхности земли, первичная, вторичная или третичная добыча. Выбор способа, используемого для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, не критичен.
В некоторых вариантах осуществления изобретения нефть и/или газ могут добывать из пласта, при этом нефть и/или газ поступают в скважину и поток проходит через скважину и трубопровод к некоторой установке. В некоторых вариантах осуществления изобретения для увеличения потока нефти и/или газа из пласта могут быть использованы способы повышения нефтедобычи с использованием некоторого агента, например, пара, воды, поверхностно-активного вещества, полимера и/или смешивающегося агента, такого как композиция с сероуглеродом и/или углекислого газа.
В некоторых вариантах осуществления изобретения нефть и/или газ, добытые из пласта, могут содержать соединение серы. Соединение серы может представлять собой сероводород, меркаптаны, сульфиды и дисульфиды, отличающиеся от сероводорода, или гетероциклические соединения, например, тиофены, бензотиофены, или дибензотиофены с замещенными и конденсированными кольцами или их смеси.
В некоторых вариантах осуществления изобретения соединение серы из пласта может быть переработано в композицию с сероуглеродом. Переработка, по меньшей мере, части соединения серы в композицию с сероуглеродом может быть осуществлена любым известным способом. Подходящие способы включают в себя реакцию окисления соединения серы до серы и/или диоксидов серы и реакцию серы и/или диоксида серы с углеродом и/или соединением, содержащим углерод, с целью получения композиции с сероуглеродом. Выбор способа, используемого для переработки, по меньшей мере, части соединения серы в композицию с сероуглеродом не критичен.
В некоторых вариантах осуществления изобретения подходящий смешивающийся агент повышения нефтеотдачи может представлять собой композицию с сероуглеродом или композицию с оксисульфидом углерода. Композиция с сероуглеродом может представлять собой сероуглерод и/или производные сероуглерода, например, тиокарбонаты, ксантогенаты и их смеси; и по желанию одно или несколько из следующих веществ: сероводород, сера, углекислый газ, углеводороды и их смеси.
В некоторых вариантах осуществления изобретения подходящий способ получения композиции с сероуглеродом описан в заявке на патент США 11/409436, поданной 19 апреля 2006 г. Заявка на патент США 11/409436 во всей полноте включена в настоящий документ посредством ссылки.
Один подходящий способ переработки жидкой серы и углеводорода в композицию с сероуглеродом в отсутствии кислорода описан в документе WO 2007/131976. Документ WO 2007/131976 во всей полноте включен в настоящий документ посредством ссылки.
Один подходящий способ переработки жидкой серы и углеводорода в композицию с сероуглеродом в присутствии кислорода описан в документе WO 2007/131977. Документ WO 2007/131977 во всей полноте включен в настоящий документ посредством ссылки.
Другие подходящие способы переработки соединений серы в композицию с сероуглеродом и/или композицию с оксисульфидом углерода описаны в следующих заявках на патент США 2006/0254769, предварительная заявка на патент США 61/031 832, предварительная заявка на патент США 61/024 694, международная заявка WO 2007/131976, международная заявка WO 2008/003732, международная заявка WO 2007/131977, и международная заявка РСТ/ЕР2007/059746, все указанные документы во всей полноте включены в настоящий документ посредством ссылки.
Фиг.2b:
На фиг.2b показан массив скважин 200, соответствующий некоторым вариантам осуществления изобретения. Массив 200 включает в себя группу 202 скважин (обозначенных горизонтальными линиями) и группу 204 скважин (обозначенных диагональными линиями).
В некоторых вариантах осуществления изобретения смешивающийся агент повышения нефтеотдачи нагнетают в группу 204 скважин и добывают нефть из группы 202 скважин. Как показано, смешивающийся агент повышения нефтеотдачи имеет профиль 208 нагнетания, а группе 202 скважин соответствует профиль 206 добычи нефти.
В некоторых вариантах осуществления изобретения смешивающийся агент повышения нефтеотдачи нагнетают в группу 202 скважин и добывают нефть из группы 204 скважин. Как показано, смешивающийся агент повышения нефтеотдачи имеет профиль 206 нагнетания, а группе 204 скважин соответствует профиль 208 добычи нефти.
В некоторых вариантах осуществления изобретения группа 202 скважин может быть использована для нагнетания смешивающегося агента повышения нефтеотдачи, а группа 204 скважин может быть использована для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого промежутка времени; далее группа 204 скважин может быть использована для нагнетания смешивающегося агента повышения нефтеотдачи, а группа 202 скважин может быть использована для добычи нефти и/или газа из пласта в течение второго промежутка времени, при этом первый и второй промежутки времени содержат некоторый цикл.
В некоторых вариантах осуществления изобретения могут быть реализованы несколько циклов, что включает в себя чередование групп 202 и 204 скважин для нагнетания смешивающегося агента повышения нефтеотдачи и добычи нефти и/или газа из пласта, при этом в течение первого промежутка времени одна группа скважин используется для нагнетания, а другая используется для добычи, а затем во втором промежутке времени они меняются местами.
В некоторых вариантах осуществления изобретения цикл может длиться примерно от 12 часов до примерно 1 года или примерно от 3 дней до примерно 6 месяцев или примерно от 5 дней до примерно 3 месяцев. В некоторых вариантах осуществления изобретения каждый цикл может увеличиваться во времени, например, каждый цикл может длиться дольше на величину, составляющую примерно от 5% до примерно 10%, от длительности предыдущего цикла, например, дольше на величину, составляющую примерно 8%.
В некоторых вариантах осуществления изобретения в начале цикла могут нагнетать смешивающийся агент повышения нефтеотдачи или смесь, содержащую смешивающийся агент повышения нефтеотдачи и газ, а в конце цикла могут нагнетать несмешивающийся агент повышения нефтеотдачи или смесь, содержащую несмешивающийся агент повышения нефтеотдачи. В некоторых вариантах осуществления изобретения начало цикла - это первая часть, составляющая от 10% до примерно 80% цикла, или первая часть, составляющая от 20% до примерно 60% цикла, или первая часть, составляющая от 25% до примерно 40% цикла, а конец цикла - это оставшаяся часть цикла.
В некоторых вариантах осуществления изобретения подходящими смешивающимися агентами повышения нефтеотдачи являются, в том числе, сероуглерод, сероводород, углекислый газ, октан, пентан, СПГ, С2-С6 алифатические углеводороды, азот, дизельное топливо, уайт-спириты, растворитель сырой нефти, растворитель асфальтового битума, керосин, ацетон, ксилон, трихолорэтан или смеси двух или более веществ из перечисленных выше или другие известные в технике смешивающиеся агенты повышения нефтеотдачи. В некоторых вариантах осуществления изобретения подходящие смешивающиеся агенты повышения нефтеотдачи смешиваются с нефтью в пласте при первом контакте или при нескольких контактах.
В некоторых вариантах осуществления изобретения подходящие несмешивающиеся агенты повышения нефтеотдачи содержат воду в газообразной или жидкой форме, воздух, смесь двух или более веществ из перечисленных выше или другие известные в технике несмешивающиеся агенты повышения нефтеотдачи. В некоторых вариантах осуществления изобретения подходящие несмешивающиеся агенты повышения нефтеотдачи не являются веществами, смешивающимися с нефтью в пласте при первом контакте или при нескольких контактах.
В некоторых вариантах осуществления изобретения несмешивающиеся и/или смешивающиеся агенты повышения нефтеотдачи, нагнетаемые в пласт, могут быть получены из добытой нефти и/или газа и могут повторно нагнетаться в пласт.
В некоторых вариантах осуществления изобретения вязкость нефти, присутствующей в пласте до нагнетания каких-либо агентов повышения нефтеотдачи, составляет, по меньшей мере, 100 сП (сантипуаз) или, по меньшей мере, примерно 500 сП, или, по меньшей мере, примерно 1000 сП, или, по меньшей мере, примерно 2000 сП, или, по меньшей мере, примерно 5000 сП, или, по меньшей мере, примерно 10000 сП. В некоторых вариантах осуществления изобретения вязкость нефти, присутствующей в пласте до нагнетания каких-либо агентов повышения нефтеотдачи, доходит примерно до 5000000 сП или примерно до 2000000 сП или примерно до 1000000 сП или примерно до 500000 сП.
Фиг.2с:
На фиг.2с показан массив скважин 200, соответствующий некоторым вариантам осуществления изобретения. Массив 200 включает в себя группу 202 скважин (обозначенных горизонтальными линиями) и группу 204 скважин (обозначенных диагональными линиями).
В некоторых вариантах осуществления изобретения смешивающийся агент повышения нефтеотдачи нагнетают в группу 204 скважин и добывают нефть из группы 202 скважин. Как показано, смешивающийся агент повышения нефтеотдачи имеет профиль 208 нагнетания, который перекрывается 210 с профилем 206 добычи нефти, который соответствует группе 202 скважин.
В некоторых вариантах осуществления изобретения смешивающийся агент повышения нефтеотдачи нагнетают в группу 202 скважин и добывают нефть из группы 204 скважин. Как показано, смешивающийся агент повышения нефтеотдачи имеет профиль 206 нагнетания, который перекрывается 210 с профилем 208 добычи нефти, который соответствует группе 204 скважин.
Высвобождение, по меньшей мере, части смешивающегося агента повышения нефтеотдачи и/или других жидкостей и/или газов может осуществляться любым известным способом. Один подходящий способ состоит в следующем: нагнетают смешивающуюся композицию повышения нефтеотдачи в единственный трубопровод в единственной скважине, при этом композиции с сероуглеродом дают впитаться, а затем откачивают, по меньшей мере, часть композиции с сероуглеродом, газом и/или жидкостями. Еще один подходящий способ состоит в следующем: нагнетают смешивающуюся композицию повышения нефтеотдачи в первую скважину и откачивают, по меньшей мере, часть композиции с сероуглеродом, газом и/или жидкостями через вторую скважину. Выбор способа, используемого для нагнетания, по меньшей мере, части смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи и/или других жидкостей и/или газов не является критичным.
В некоторых вариантах осуществления изобретения смешивающаяся композиция повышения нефтеотдачи и/или другие жидкости и/или газы могут быть закачаны в пласт при давлении, доходящим до давления гидроразрыва пласта.
В некоторых вариантах осуществления изобретения смешивающаяся композиция повышения нефтеотдачи и газ могут смешиваться с нефтью и/или газом в пласте с целью образования смеси, которую можно добывать из скважины. В некоторых вариантах осуществления изобретения некоторое количество смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи могут нагнетать в скважину, после чего нагнетают другой компонент, что делают с целью проталкивания композиции через пласт. Например, воздух, вода в жидкой или газообразной форме, углекислый газ, другие газы, другие жидкости и/или их смеси могут быть использованы для проталкивания смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи через пласт.
В некоторых вариантах осуществления изобретения смешивающуюся композицию повышения нефтеотдачи могут нагревать до нагнетания в пласт, что делают с целью снижения вязкости флюидов в пласте, например, тяжелых нефтей, парафинов, асфальтенов и так далее.
В некоторых вариантах осуществления изобретения смешивающуюся композицию повышения нефтеотдачи могут нагревать и/или кипятить в пласте, что делают с использованием нагретого флюида или нагревателей с целью снижения вязкости флюидов в пласте. В некоторых вариантах осуществления изобретения нагретая вода и/или пар могут быть использованы для нагревания и/или выпаривания в пласте смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи.
В некоторых вариантах осуществления изобретения смешивающуюся композицию повышения нефтеотдачи могут нагревать и/или кипятить в пласте с использованием нагревателя. Один подходящий нагреватель описан в заявке на патент США, которая находится на одновременном рассмотрении, зарегистрирована под номером 10/693 816, подана 24 октября 2003 г. и имеет у поверенного номер ТН2557. Заявка на патент США, которая зарегистрирована под номером 10/693 816, во всей полноте включена в настоящий документ посредством ссылки.
Фиг.3а и 3b:
На фиг.3а и 3b показана система 300, соответствующая некоторым вариантам осуществления изобретения. Система 300 содержит подземный пласт 302, подземный пласт 304, подземный пласт 306 и подземный пласт 308. Установка 310 для добычи расположена на поверхности. Скважина 312 пересекает пласты 302 и 304 и содержит отверстия в пласте 306. Части 314 пласта 306 могут содержать трещины и/или отверстия. При первичной добыче нефть и газ добывают из частей 314 пласта 306, при этом нефть и газ поступают в скважину 312 и перемещаются вверх до установки 310. Далее в установке 310 отделяют газ, который направляют в установку 316 обработки газа, и отделяют жидкости, которые направляют в установку 318 хранения/обработки. Установка 310 также содержит хранилище 330 смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи. Как показано на фиг.3а, смешивающуюся композицию повышения нефтеотдачи и газ могут закачивать вниз по скважине 312, что показано направленной вниз стрелкой, и далее в пласт 306. Смешивающуюся композицию повышения нефтеотдачи и газ могут оставить впитываться в пласт в течение некоторого периода времени, который составляет примерно от 1 часа до примерно 15 дней, например, примерно от 5 до примерно 50 часов.
После периода впитывания, как показано на фиг.3b, далее смешивающуюся композицию повышения нефтеотдачи и нефть и/или газ добывают с помощью скважины 312 и перемещают к установке 310. Установка 310 может быть приспособлена для отделения и/или возврата в оборот смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи, например, путем кипячения композиции, его конденсации или фильтрации или воздействия на него, далее повторного нагнетания композиции в скважину 312, например, путем повторения цикла впитывания, показанного на фиг.3a и 3b, при этом количество повторений составляет примерно от 2 до примерно 5 раз.
В некоторых вариантах осуществления изобретения смешивающуюся композицию повышения нефтеотдачи и газ могут закачивать в пласт 306 при давлении, меньшем давления гидроразрыва пласта, например, давление может составлять примерно от 40% до примерно 90% от давления гидроразрыва пласта.
В некоторых вариантах осуществления изобретения скважина 312, показанная на фиг.3а и служащая для нагнетания в пласт 306, может являться одной из скважин группы 202 скважин, а скважина 312, показанная на фиг.3b и служащая для добычи из пласта 306, может являться одной из скважин группы 204 скважин.
В некоторых вариантах осуществления изобретения скважина 312, показанная на фиг.3а и служащая для нагнетания в пласт 306, может являться одной из скважин группы 204 скважин, а скважина 312, показанная на фиг.3b и служащая для добычи из пласта 306, может являться одной из скважин группы 202 скважин.
Фиг.3с:
На фиг.3с показана система 400, соответствующая некоторым вариантам осуществления изобретения. Система 400 содержит подземный пласт 402, пласт 404, пласт 406 и пласт 408. Установка 410 для добычи расположена на поверхности. Скважина 412 пересекает пласты 402 и 404 и содержит отверстия в пласте 406. Части 414 пласта могут содержать трещины и/или отверстия. При добыче нефти и газа из пласта 406, нефть и газ поступают в части 414 и перемещаются вверх по скважине 412 до установки 410 для добычи. Далее газ и жидкость могут быть отделены и газ может быть направлен в хранилище 416 газа, а жидкость может быть направлена в хранилище 418 жидкости. В установке 410 для добычи можно получать и/или хранить смешивающуюся композицию повышения нефтеотдачи, которая может быть получена и сохранена в установке 430 хранения/выработки. Сероводород и/или другие содержащие серу соединения из скважины 412 могут быть направлены в установке 430 хранения/выработки смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи. Смешивающуюся композицию повышения нефтеотдачи и газ закачивают в скважину 412, в части 434 пласта 406. Смешивающаяся композиция повышения нефтеотдачи и газ пересекают пласт 406 с целью помощи добычи нефти и газа, а затем смешивающаяся композиция повышения нефтеотдачи, нефть и/или газ могут быть добыты через скважину 412 и направлены в установку 410 для добычи. Далее смешивающаяся композиция повышения нефтеотдачи может быть возвращена в оборот, например, путем кипячения композиции, его конденсации или фильтрации, или воздействия на него, после чего указанную композицию повторно нагнетают в скважину 432.
В некоторых вариантах осуществления изобретения некоторое количество смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи или смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи, смешанного с другими компонентами, могут нагнетать в скважину 432, после чего нагнетают другой компонент, что делают с целью проталкивания смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи или смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи, смешанного с другими компонентами, через пласт 406, указанный другой компонент представляет собой, например, воздух; воду в жидкой или газообразной форме; воду, смешанную с одной или несколькими солями, полимерами и/или поверхностно-активными соединениями; углекислый газ; другие газы; другие жидкости и/или их смеси.
В некоторых вариантах осуществления изобретения скважина 412, которая используется для добычи нефти и/или газа, может являться одной из скважин группы 202 скважин, а скважина 432, служащая для нагнетания смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи, может являться одной из скважин группы 204 скважин.
В некоторых вариантах осуществления изобретения скважина 412, которая используется для добычи нефти и/или газа, может являться одной из скважин группы 204 скважин, а скважина 432, служащая для нагнетания смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи, может являться одной из скважин группы 202 скважин.
Фиг.4:
На фиг.4 показана система 600, соответствующая некоторым вариантам осуществления изобретения. Система 600 содержит подземный пласт 602, пласт 604, пласт 606 и пласт 608. Установка 610 для добычи расположена на поверхности. Скважина 612 пересекает пласты 602 и 604 и содержит отверстия в пласте 606. Части пласта 606 образуют купол 614, который содержит захваченный газ. При добыче нефти и газа из пласта 606, нефть и газ перемещаются вверх по скважине 612 до установки 610 для добычи. Далее газ и жидкость могут быть отделены, и газ может быть направлен в хранилище 616 газа, а жидкость может быть направлена в хранилище 618 жидкости. В установке 610 для добычи можно получать и/или хранить смешивающуюся композицию повышения нефтеотдачи, которая может быть выработана и сохранена в установке 630 хранения/выработки. Сероводород и/или другие содержащие серу соединения из скважины 612 могут быть направлены в установку 630 хранения/выработки для смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи.
Смешивающуюся композицию повышения нефтеотдачи и газ закачивают в скважину 632, в части 634 пласта 606. Смешивающаяся композиция повышения нефтеотдачи пересекает пласт 606 с целью помощи добычи нефти и газа, как показано стрелкой 660, и затем смешивающаяся композиция повышения нефтеотдачи и нефть могут быть добыты через скважину 612 и направлены в установку 610 для добычи. Далее смешивающаяся композиция повышения нефтеотдачи может быть возвращена в оборот, например, путем кипячения композиции, его конденсации или фильтрации или воздействия на него, далее композицию повторно нагнетают в скважину 632. Газ, который закачивают вниз по скважине 632, пересекает пласт 606 с целью образования газовой шапки в куполе 614, что показано стрелкой 650. При увеличении размера и/или давления газовой шапки в куполе 614, большее количество нефти может быть вытолкнуто в скважину 612 с помощью гравитационного дренажа.
В некоторых вариантах осуществления изобретения смешивающаяся композиция повышения нефтеотдачи содержит сероуглерод или композиции с сероуглеродом. В некоторых вариантах осуществления изобретения нагнетаемый газ содержит углекислый газ, азот или смеси, содержащие углекислый газ или азот.
В некоторых вариантах осуществления изобретения смесь, содержащую сероуглерод и углекислый газ, нагнетают в пласт 606, так что сероуглерод смешивают с нефтью в месторождении и эту смесь добывают через скважину 612 и сероуглерод перемещается в купол 614 с целью образования газовой шапки, что приводит к гравитационному дренажу сероуглерода и/или нефти, и/или других жидкостей к скважине 612.
В некоторых вариантах осуществления изобретения, когда смесь сероуглерода и углекислого газа смешивается с нефтью, то углекислый газ высвобождается с целью образования газовой шапки, а смесь сероуглерода и нефти течет вниз под действием силы тяжести и эту смесь добывают с помощью скважины 612.
В некоторых вариантах осуществления изобретения некоторое количество композиции повышения нефтеотдачи или композиции повышения нефтеотдачи, смешанной с другими компонентами, могут нагнетать в скважину 632, после чего нагнетают другой компонент, что делают с целью проталкивания композиции повышения нефтеотдачи или композиции повышения нефтеотдачи, смешанной с другими компонентами, через пласт 606, указанный другой компонент представляет собой, например, воздух; воду в жидкой или газообразной форме; воду, смешанную с одной или несколькими солями, полимерами и/или поверхностно-активными соединениями; один или несколько газов; другие жидкости и/или их смеси.
В некоторых вариантах осуществления изобретения скважина 612, которая используется для добычи нефти и/или газа, может являться одной из скважин группы 202 скважин, а скважина 632, служащая для нагнетания композиции повышения нефтеотдачи, может являться одной из скважин группы 204 скважин.
В некоторых вариантах осуществления изобретения скважина 612, которая используется для добычи нефти и/или газа, может являться одной из скважин группы 204 скважин, а скважина 632, служащая для нагнетания композиции повышения нефтеотдачи, может являться одной из скважин группы 202 скважин.
Фиг.5:
На фиг.5 показана система 700, соответствующая некоторым вариантам осуществления изобретения. Система 700 содержит подземный пласт 702, пласт 704, пласт 706 и пласт 708. Установка 710 для добычи расположена на поверхности. Скважина 712 пересекает пласты 702 и 704 и содержит отверстия в пласте 706. Части пласта 706 образуют купол 714, в котором могут быть захвачены менее плотные жидкости и/или газы. Пласт 706 содержит трещины и/или пустоты 707, которые обеспечивают путь с малым сопротивлением для флюида от скважины 712 до скважины 732 и наоборот. При добыче жидкостей и/или газов из пласта 706 они поступают в скважину 712 и перемещаются вверх до установки 710 для добычи. Газ и жидкость могут быть отделены, и газ может быть направлен в установку 716 хранения/выработки газа, а жидкость может быть направлена в установку 718 хранения/выработки жидкости. В установке 710 для добычи можно получать и/или хранить смешивающуюся композицию повышения нефтеотдачи, которая может быть выработана и сохранена в установке 730 хранения/выработки. Сероводород и/или другие содержащие серу соединения из скважины 712 могут быть направлены в установке 730 хранения/выработки смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи.
Смешивающуюся композицию повышения нефтеотдачи и газ закачивают вниз по скважине 732, в части 734 пласта 706. Смешивающаяся композиция повышения нефтеотдачи и газ пересекают пласт 706 с целью помощи добычи нефти и газа из трещин и/или полостей 707 и материнской породы, а затем смешивающуюся композицию повышения нефтеотдачи и нефть и/или газ могут добывать через скважину 712 и направлять в установку 710 для добычи. Далее смешивающуюся композицию повышения нефтеотдачи можно возвратить в оборот, например, путем кипячения соединения, его конденсации или фильтрации или воздействия на него, далее композицию повторно нагнетают в скважину 732.
Скорости нагнетания смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи и газа могут быть отрегулированы так, чтобы быть близкими к скорости впитывания композиции и газа в материнскую породу, которая окружает трещины и/или пустоты 707. В материнской породе может происходить расщепление фаз, когда смесь композиция/газ смешивается с нефтью в материнской породе, высвобождая газ, чтобы он всплывал наверх материнской породы, при этом образуя газовую шапку и формируя смесь композиция/нефть, которая течет вниз материнской породы благодаря гравитационному дренажу, а затем стекает в трещины и/или пустоты 707.
В некоторых вариантах осуществления изобретения смешивающаяся композиция повышения нефтеотдачи содержит сероуглерод или композиции с сероуглеродом. В некоторых вариантах осуществления изобретения указанный газ содержит углекислый газ, азот или смеси, содержащие углекислый газ или азот.
В некоторых вариантах осуществления изобретения некоторое количество смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи и газ могут нагнетать в скважины 712 и/или 732, после чего нагнетают другой компонент, что делают с целью проталкивания композиции и газа через пласт 706, при этом указанный другой компонент представляет собой, например, воздух; воду в жидкой или газообразной форме; воду, смешанную с одной или несколькими солями, полимерами и/или поверхностно-активными соединениями; газы; другие жидкости и/или их смеси.
В некоторых вариантах осуществления изобретения скважина 712, которая используется для добычи нефти и/или газа, является одной из скважин группы 202 скважин, а скважина 732, используемая для нагнетания смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи, является одной из скважин группы 204 скважин. В некоторых вариантах осуществления изобретения скважина 712, которая используется для добычи нефти и/или газа, является одной из скважин группы 204 скважин, а скважина 732, используемая для нагнетания смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи, является одной из скважин группы 202 скважин.
В некоторых вариантах осуществления изобретения добытые нефть и/или газ могут быть перемещены в нефтеперерабатывающий завод и/или установку обработки. Нефть и/или газ могут быть обработаны с целью получения товарной продукции, например, транспортных топлив, таких как бензин и дизельное топливо, топливо для отопления, смазочных материалов, химических реагентов и/или полимеров. Обработка может включать в себя дистилляцию и/или дистилляцию с разделением на фракции нефти и/или газа с целью получения одной или нескольких фракций продуктов дистилляции. В некоторых вариантах осуществления изобретения нефть и/или газ, и/или одна или несколько фракций продуктов дистилляции могут быть подвергнуты обработке согласно одному или нескольким из следующих процессов: каталитический крекинг, гидрокрекинг, гидрообработка, крекирование до кокса, термический крекинг, дистилляция, реформинг, полимеризация, изомеризация, алкилирование, гомогенизация и депарафинизация.
Иллюстративные варианты осуществления изобретения:
В одном варианте осуществления изобретения описан способ добычи нефти из подземного пласта, указанный способ включает в себя следующее: нагнетают композицию повышения нефтеотдачи и газ в первую скважину в пласте; формируют смесь, содержащую композицию повышения нефтеотдачи и нефть в пласте; формируют газовую шапку из нагнетаемого газа; проталкивают смесь композиции и нефти по направлению ко второй скважине в пласте; и добывают смесь композиции и нефти из второй скважины. В некоторых вариантах осуществления изобретения первая скважина дополнительно содержит первый массив скважин, а вторая скважина дополнительно содержит второй массив скважин, при этом любая скважина первого массива скважин находится на расстоянии от 10 метров до 1 километра от одной или нескольких соседних скважин второго массива скважин. В некоторых вариантах осуществления изобретения подземный пласт расположен под водой. В некоторых вариантах осуществления изобретения композиция повышения нефтеотдачи содержит смешивающуюся композицию повышения нефтеотдачи, указанный способ дополнительно включает в себя механизм нагнетания несмешивающейся композиции повышения нефтеотдачи в пласт, что делают после нагнетания в пласт смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи. В некоторых вариантах осуществления изобретения смешивающаяся композиция повышения нефтеотдачи выбирается из группы, состоящей из композиции с сероуглеродом, сероводорода, октана, пентана, СПГ, С2-С6 алифатических углеводородов, азота, дизельного топлива, уайт-спиритов, растворителя сырой нефти, растворителя асфальтового битума, керосина, ацетона, ксилона, трихолорэтана или их смесей. В некоторых вариантах осуществления изобретения несмешивающаяся композиция повышения нефтеотдачи выбирается из группы, состоящей из воды в жидкой или газообразной форме, воздуха и их смесей. В некоторых вариантах осуществления изобретения первый массив скважин содержит от 5 до 500 скважин и второй массив скважин содержит от 5 до 500 скважин. В некоторых вариантах осуществления изобретения композиция повышения нефтеотдачи содержит композицию с сероуглеродом, а газ содержит углекислый газ. В некоторых вариантах осуществления изобретения композиция повышения нефтеотдачи содержит композицию с сероуглеродом, а способ дополнительно включает в себя добычу композиции с сероуглеродом. В некоторых вариантах осуществления изобретения подземный пласт содержит нефть, вязкость которой составляет от 100 до 5000000 сП. В некоторых вариантах осуществления изобретения плотность композиции повышения нефтеотдачи больше плотности нефти и/или газа. В некоторых вариантах осуществления изобретения плотность смеси композиции и газа больше плотности газа. В некоторых вариантах осуществления изобретения газ содержит газ, выбранный из группы, состоящей из азота и углекислого газа и их смесей. В некоторых вариантах осуществления изобретения газ плавает по смеси композиции повышения нефтеотдачи и нефти.
В одном варианте осуществления изобретения описан способ добычи нефти и/или газа, указанный способ включает в себя следующее: нагнетают смешивающуюся композицию повышения нефтеотдачи и газ в трещины и/или пустоты, окружающие материнскую породу в пласте из первой скважины; дают смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи и газу впитаться в материнскую породу; формируют смесь, содержащую смешивающуюся композицию повышения нефтеотдачи и нефть в материнской породе; формируют газовую шапку из нагнетаемого газа в материнской породе; проталкивают смесь композиции и нефти в трещины и/или пустоты; и добывают смесь композиции и нефти из трещин и/или пустот с помощью второй скважины. В некоторых вариантах осуществления изобретения указанный способ также включает в себя следующее: перерабатывают, по меньшей мере, часть добытой нефти и/или газа в материал, выбранный из группы, состоящей из транспортных топлив, таких как бензин и дизельное топливо, топливо для отопления, смазочных материалов, химических реагентов и/или полимеров. В некоторых вариантах осуществления изобретения смешивающаяся композиция повышения нефтеотдачи содержит композицию с сероуглеродом. В некоторых вариантах осуществления изобретения нагнетание смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи включает в себя нагнетание композиции с сероуглеродом в пласт в смеси с одним или несколькими углеводородами; соединениями серы, отличными от сероуглерода; угарным газом; или их смесями. В некоторых вариантах осуществления изобретения указанный способ также включает в себя нагревание смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи до нагнетания композиции в пласт или включает в себя нагревание смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи в пласте. В некоторых вариантах осуществления изобретения смешивающуюся композицию повышения нефтеотдачи нагнетают при давлении, которое больше начального давления в пласте на величину от 0 до 37000 кПа, при этом начальное давление измеряют до начала нагнетания. В некоторых вариантах осуществления изобретения проницаемость подземного пласта составляет от 0,0001 до 15 Дарси, например, проницаемость составляет от 0,001 до 1 Дарси. В некоторых вариантах осуществления изобретения вязкость нефти из подземного пласта до нагнетания в пласт составляет от 5000 до 2000000 сП, например, от 10000 до 500000 сП.
Специалистам в рассматриваемой области ясно, что можно предложить много модификаций и изменений, касающихся описанных вариантов осуществления изобретения, конструкций, материалов и способов, не выходя при этом за границы объема и новизны изобретения. Соответственно, объем, определенный в формуле изобретения, которая содержится далее, и функциональные эквиваленты формулы не должны ограничиваться конкретными вариантами осуществления изобретения, которые описаны и проиллюстрированы в настоящем документе, так как они являются только примерами осуществления изобретения.
Claims (20)
1. Способ добычи нефти из подземного пласта, включающий:
нагнетание в первую скважину в пласте композиции повышения нефтеотдачи и газа, причем композиция повышения нефтеотдачи содержит композицию с сероуглеродом и имеет плотность более высокую, чем плотность нефти;
формирование в пласте смеси, содержащей нефть и композицию повышения нефтеотдачи;
формирование газовой шапки из нагнетаемого газа;
проталкивание смеси композиции и нефти ко второй скважине в пласте под действием силы тяжести и
добычу смеси композиции и нефти из второй скважины.
нагнетание в первую скважину в пласте композиции повышения нефтеотдачи и газа, причем композиция повышения нефтеотдачи содержит композицию с сероуглеродом и имеет плотность более высокую, чем плотность нефти;
формирование в пласте смеси, содержащей нефть и композицию повышения нефтеотдачи;
формирование газовой шапки из нагнетаемого газа;
проталкивание смеси композиции и нефти ко второй скважине в пласте под действием силы тяжести и
добычу смеси композиции и нефти из второй скважины.
2. Способ по п.1, в котором первая скважина дополнительно содержит первый массив скважин, а вторая скважина дополнительно содержит второй массив скважин, при этом скважина в первом массиве скважин находится на расстоянии от 10 м до 1 км от одной или более соседних скважин из второго массива скважин.
3. Способ по п.1, в котором подземный пласт расположен под водой.
4. Способ по п.1, в котором композиция повышения нефтеотдачи содержит смешивающуюся с нефтью композицию повышения нефтеотдачи, при этом указанный способ дополнительно содержит механизм для нагнетания в пласт не смешивающейся с нефтью композиции повышения нефтеотдачи после нагнетания в пласт смешивающейся с нефтью композиции повышения нефтеотдачи.
5. Способ по п.4, в котором не смешивающуюся с нефтью композицию повышения нефтеотдачи выбирают из группы, состоящей из воды в жидком или газообразном состоянии, воздуха и их смесей.
6. Способ по п.2, в котором первый массив скважин содержит от 5 до 500 скважин и второй массив скважин содержит от 5 до 500 скважин.
7. Способ по п.1, в котором газ содержит углекислый газ.
8. Способ по п.1, в котором композиция повышения нефтеотдачи содержит композицию с сероуглеродом и способ дополнительно включает получение композиции с сероуглеродом.
9. Способ по п.1, в котором подземный пласт содержит нефть, вязкость которой составляет от 100 до 5000000 сП.
10. Способ по п.1, в котором плотность смеси композиции и газа больше плотности газа.
11. Способ по п.1, в котором указанный газ содержит газ, выбранный из группы, состоящей из азота, углекислого газа и их смесей.
12. Способ по п.1, в котором газ плавает по смеси композиции повышения нефтеотдачи и нефти.
13. Способ добычи нефти и/или газа, включающий:
нагнетание из первой скважины смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи и газа в трещины и/или пустоты, окружающие материнскую породу в пласте, причем композиция повышения нефтеотдачи имеет плотность более высокую, чем плотность нефти;
впитывание смешивающейся с нефтью композиции повышения нефтеотдачи и газа в материнскую породу;
формирование смеси из нефти и смешивающейся с нефтью композиции повышения нефтеотдачи в материнской породе;
формирование газовой шапки из нагнетаемого газа в материнской породе;
проталкивание смеси композиции и нефти в трещины и/или пустоты под действием силы тяжести и
добычу смеси композиции и нефти из трещин и/или пустот с помощью второй скважины.
нагнетание из первой скважины смешивающейся композиции повышения нефтеотдачи и газа в трещины и/или пустоты, окружающие материнскую породу в пласте, причем композиция повышения нефтеотдачи имеет плотность более высокую, чем плотность нефти;
впитывание смешивающейся с нефтью композиции повышения нефтеотдачи и газа в материнскую породу;
формирование смеси из нефти и смешивающейся с нефтью композиции повышения нефтеотдачи в материнской породе;
формирование газовой шапки из нагнетаемого газа в материнской породе;
проталкивание смеси композиции и нефти в трещины и/или пустоты под действием силы тяжести и
добычу смеси композиции и нефти из трещин и/или пустот с помощью второй скважины.
14. Способ по п.13, дополнительно включающий переработку, по меньшей мере, части добытой нефти и/или газа в материал, выбранный из группы, состоящей из транспортных топлив, таких как бензин и дизельное топливо, топлива для отопления, смазочных материалов, химических реагентов и/или полимеров.
15. Способ по п.13, в котором смешивающаяся с нефтью композиция повышения нефтеотдачи содержит композицию с сероуглеродом.
16. Способ по п.13, в котором нагнетание смешивающейся с нефтью композиции повышения нефтеотдачи включает нагнетание композиции с сероуглеродом в пласт в смеси с одним или более углеводородами; соединениями серы, отличными от сероуглерода; угарным газом или их смесями.
17. Способ по п.13, дополнительно включающий нагревание смешивающейся с нефтью композиции повышения нефтеотдачи до нагнетания указанной композиции в пласт или нагревание ее в пласте.
18. Способ по п.13, в котором смешивающуюся с нефтью композицию повышения нефтеотдачи нагнетают при давлении, которое больше начального давления в пласте на величину от 0 до 37000 кПа, при этом начальное давление измеряют до начала нагнетания.
19. Способ по п.13, в котором проницаемость подземного пласта составляет от 0,0001 до 15 Д, например проницаемость составляет от 0,001 до 1 Д.
20. Способ по п.13, в котором вязкость нефти в подземном пласте до нагнетания в пласт составляет от 5000 до 2000000 сП, например от 10000 до 500000 сП.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US95071807P | 2007-07-19 | 2007-07-19 | |
| US60/950,718 | 2007-07-19 | ||
| PCT/US2008/070311 WO2009012374A1 (en) | 2007-07-19 | 2008-07-17 | Methods for producing oil and/or gas |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010105844A RU2010105844A (ru) | 2011-08-27 |
| RU2473792C2 true RU2473792C2 (ru) | 2013-01-27 |
Family
ID=39789583
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010105844/03A RU2473792C2 (ru) | 2007-07-19 | 2008-07-17 | Способ добычи нефти и/или газа (варианты) |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8511384B2 (ru) |
| CN (1) | CN101796156B (ru) |
| CA (1) | CA2693942C (ru) |
| RU (1) | RU2473792C2 (ru) |
| WO (1) | WO2009012374A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014175758A1 (ru) * | 2013-04-22 | 2014-10-30 | Zakirov Sumbat Nabievich | Способ разработки месторождений природных углеводородов в низкопроницаемых пластах |
| RU2693208C2 (ru) * | 2017-12-08 | 2019-07-01 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Югорский государственный университет" | Способ стимулирования добычи высоковязкой или остаточной нефти |
Families Citing this family (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020040781A1 (en) | 2000-04-24 | 2002-04-11 | Keedy Charles Robert | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation using substantially parallel wellbores |
| CA2665869C (en) | 2006-10-20 | 2015-06-16 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ heat treatment process utilizing a closed loop heating system |
| EP2137375A4 (en) * | 2007-04-20 | 2015-11-18 | Shell Int Research | IN-SITU RECONSTRUCTION OF REMAINING HEATED AREAS IN A CARBONATED FORMATION |
| GB2465911A (en) | 2007-10-19 | 2010-06-09 | Shell Int Research | Systems, methods, and processes utilized for treating subsurface formations |
| WO2010118315A1 (en) | 2009-04-10 | 2010-10-14 | Shell Oil Company | Treatment methodologies for subsurface hydrocarbon containing formations |
| US8844639B2 (en) | 2011-02-25 | 2014-09-30 | Fccl Partnership | Pentane-hexane solvent in situ recovery of heavy oil |
| MX2014014778A (es) * | 2012-06-27 | 2015-02-24 | Shell Int Research | Proceso y sistema de recuperacion de petroleo. |
| CA2876205A1 (en) * | 2012-06-27 | 2014-01-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Petroleum recovery process and system |
| US20140000884A1 (en) * | 2012-06-27 | 2014-01-02 | Shell Oil Company | Petroleum recovery process and system |
| US20140000879A1 (en) * | 2012-06-27 | 2014-01-02 | Shell Oil Company | Petroleum recovery process and system |
| US9309754B2 (en) | 2013-03-05 | 2016-04-12 | Saudi Arabian Oil Company | Method to improve conformance control in carbon dioxide flooding |
| CN103114835B (zh) * | 2013-03-18 | 2016-04-13 | 西南石油大学 | 一种氮气辅助稠油地层乳化降粘开采方法 |
| WO2014170466A1 (en) * | 2013-04-17 | 2014-10-23 | Statoil Petroleum As | Method for co2 eor and storage and use thereof |
| WO2014204849A1 (en) | 2013-06-18 | 2014-12-24 | Shell Oil Company | Oil recovery system and method |
| US9404344B2 (en) | 2013-06-27 | 2016-08-02 | Shell Oil Company | Remediation of asphaltene-induced plugging of wellbores and production lines |
| US10030497B2 (en) | 2015-02-10 | 2018-07-24 | Statoil Gulf Services LLC | Method of acquiring information of hydraulic fracture geometry for evaluating and optimizing well spacing for multi-well pad |
| US9988900B2 (en) | 2015-06-30 | 2018-06-05 | Statoil Gulf Services LLC | Method of geometric evaluation of hydraulic fractures by using pressure changes |
| CN106545321B (zh) * | 2015-09-18 | 2019-06-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种重力辅助驱油的方法及其应用 |
| US20230323756A1 (en) * | 2022-04-12 | 2023-10-12 | Koloma, Inc. | Hydrogen production and sulfur-carbon sequestration |
| WO2023239797A1 (en) | 2022-06-07 | 2023-12-14 | Koloma, Inc. | Surface integration of hydrogen generation, storage, and integration and utilization of waste heat from enhanced geologic hydrogen production and decarbonation reactions |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3823777A (en) * | 1973-05-04 | 1974-07-16 | Texaco Inc | Multiple solvent miscible flooding technique for use in petroleum formation over-laying and in contact with water saturated porous formations |
| US3878892A (en) * | 1973-05-04 | 1975-04-22 | Texaco Inc | Vertical downward gas-driven miscible blanket flooding oil recovery process |
| US4299286A (en) * | 1980-05-21 | 1981-11-10 | Texaco Inc. | Enhanced oil recovery employing blend of carbon dioxide, inert gas _and intermediate hydrocarbons |
Family Cites Families (97)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2330934A (en) * | 1939-09-11 | 1943-10-05 | Pure Oil Co | Sulphur oxidation of hydrocarbons |
| US2428727A (en) * | 1942-12-26 | 1947-10-07 | Pure Oil Co | Carbon disulfide process |
| US2492719A (en) * | 1943-06-26 | 1949-12-27 | Pure Oil Co | Preparation of carbon disulfide |
| US2636810A (en) * | 1947-12-15 | 1953-04-28 | Fmc Corp | Manufacture of carbon disulfide |
| US2670801A (en) * | 1948-08-13 | 1954-03-02 | Union Oil Co | Recovery of hydrocarbons |
| US3794114A (en) * | 1952-06-27 | 1974-02-26 | C Brandon | Use of liquefiable gas to control liquid flow in permeable formations |
| US2833711A (en) * | 1954-10-04 | 1958-05-06 | Sinclair Oil & Gas Company | Method of treating brine disposal wells and composition therefor |
| US3087788A (en) * | 1959-04-06 | 1963-04-30 | Fmc Corp | Combined catalytic and non-catalytic process of producing hydrogen sulfide and carbon disulfide |
| FR1461303A (fr) | 1959-08-21 | 1966-02-25 | Azote & Prod Chim | Procédé de traitement de l'hydrogène sulfuré |
| US3070162A (en) * | 1960-03-21 | 1962-12-25 | Atlantic Refining Co | Chemical method for cleaning disposal and injection wells |
| GB1007674A (en) | 1962-04-20 | 1965-10-22 | Marco Preda | Process for catalytically producing carbon disulphide from sulphur vapour and gaseous hydrocarbon |
| US3254960A (en) * | 1963-11-26 | 1966-06-07 | Sun Oil Co | Wave reactor |
| US3345135A (en) * | 1963-12-06 | 1967-10-03 | Mobil Oil Corp | The catalytic oxidation of hydrocarbons in the presence of hydrogen sulfide to produce carbon disulfide and oxides of carbon |
| US3445181A (en) * | 1964-12-30 | 1969-05-20 | Continental Oil Co | Producing sulfur from hydrogen sulfide-containing gases |
| FR1493586A (fr) | 1966-06-15 | 1967-09-01 | Progil | Procédé de fabrication de sulfure de carbone |
| US3393733A (en) * | 1966-08-22 | 1968-07-23 | Shell Oil Co | Method of producing wells without plugging of tubing string |
| US3415573A (en) * | 1966-08-22 | 1968-12-10 | Shell Oil Co | Method of sulfur recovery from sulfur-containing hydrogen sulfide rich formations |
| US3402768A (en) * | 1967-03-29 | 1968-09-24 | Continental Oil Co | Oil recovery method using a nine-spot well pattern |
| US3498378A (en) * | 1967-06-09 | 1970-03-03 | Exxon Production Research Co | Oil recovery from fractured matrix reservoirs |
| FR1573969A (ru) * | 1968-03-26 | 1969-07-11 | ||
| US3581821A (en) * | 1969-05-09 | 1971-06-01 | Petra Flow Inc | Cryothermal process for the recovery of oil |
| US3647906A (en) * | 1970-05-11 | 1972-03-07 | Shell Oil Co | Alpha-olefin production |
| US4305463A (en) * | 1979-10-31 | 1981-12-15 | Oil Trieval Corporation | Oil recovery method and apparatus |
| US3672448A (en) * | 1970-12-30 | 1972-06-27 | Texaco Inc | Interface advance control in secondary recovery program by reshaping of the interface between driving and driven fluids and by the use of a dynamic gradient barrier |
| US3724552A (en) * | 1971-11-01 | 1973-04-03 | Mobil Oil Corp | Well treating method to remove paraffin deposition |
| US3754598A (en) * | 1971-11-08 | 1973-08-28 | Phillips Petroleum Co | Method for producing a hydrocarbon-containing formation |
| US3724553A (en) * | 1971-11-18 | 1973-04-03 | Mobil Oil Corp | Paraffin well treatment method |
| US3729053A (en) * | 1972-01-05 | 1973-04-24 | Amoco Prod Co | Method for increasing permeability of oil-bearing formations |
| US3805892A (en) * | 1972-12-22 | 1974-04-23 | Texaco Inc | Secondary oil recovery |
| US3927185A (en) * | 1973-04-30 | 1975-12-16 | Fmc Corp | Process for producing carbon disulfide |
| US3876753A (en) * | 1973-04-30 | 1975-04-08 | Fmc Corp | Process for producing carbon bisulfide |
| US3840073A (en) * | 1973-05-04 | 1974-10-08 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum |
| US3850245A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-26 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum |
| US3822748A (en) * | 1973-05-04 | 1974-07-09 | Texaco Inc | Petroleum recovery process |
| US3838738A (en) * | 1973-05-04 | 1974-10-01 | Texaco Inc | Method for recovering petroleum from viscous petroleum containing formations including tar sands |
| US3847224A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-12 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum |
| US3847221A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-12 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum using carbon disulfide and a hydrocarbon solvent |
| US3908762A (en) * | 1973-09-27 | 1975-09-30 | Texaco Exploration Ca Ltd | Method for establishing communication path in viscous petroleum-containing formations including tar sand deposits for use in oil recovery operations |
| CA1018058A (en) * | 1973-10-15 | 1977-09-27 | Texaco Development Corporation | Combination solvent-noncondensible gas injection method for recovering petroleum from viscous petroleum-containing formations including tar sand deposits |
| US4008764A (en) * | 1974-03-07 | 1977-02-22 | Texaco Inc. | Carrier gas vaporized solvent oil recovery method |
| GB1504193A (en) * | 1975-03-14 | 1978-03-15 | Shell Bv | Method of recovering oil from an underground formation and oil recovered by such method |
| US4042029A (en) * | 1975-04-25 | 1977-08-16 | Shell Oil Company | Carbon-dioxide-assisted production from extensively fractured reservoirs |
| US4122156A (en) * | 1975-08-13 | 1978-10-24 | New England Power Company | Process for the production of carbon disulfide from sulfur dioxide removed from a flue gas |
| US3983939A (en) * | 1975-10-31 | 1976-10-05 | Texaco Inc. | Method for recovering viscous petroleum |
| US4158467A (en) * | 1977-12-30 | 1979-06-19 | Gulf Oil Corporation | Process for recovering shale oil |
| US4182416A (en) * | 1978-03-27 | 1980-01-08 | Phillips Petroleum Company | Induced oil recovery process |
| US4543434A (en) * | 1981-01-28 | 1985-09-24 | Mobil Oil Corporation | Process for producing liquid hydrocarbon fuels |
| US4488976A (en) * | 1981-03-25 | 1984-12-18 | Shell Oil Company | Olefin sulfonate-improved steam foam drive |
| US4393937A (en) * | 1981-03-25 | 1983-07-19 | Shell Oil Company | Olefin sulfonate-improved steam foam drive |
| US4476113A (en) * | 1981-10-27 | 1984-10-09 | Union Oil Company Of California | Stabilized fumigant composition comprising an aqueous solution of ammonia, hydrogen sulfide, carbon disulfide and sulfur |
| US4773484A (en) * | 1987-03-24 | 1988-09-27 | Atlantic Richfield Company | Enhanced oil recovery process with reduced gas drive mobility |
| US4822938A (en) * | 1988-05-03 | 1989-04-18 | Mobil Oil Corporation | Processes for converting methane to higher molecular weight hydrocarbons via sulfur-containing intermediates |
| US5076358A (en) * | 1988-07-22 | 1991-12-31 | Union Oil Company Of California | Petroleum recovery with organonitrogen thiocarbonates |
| US4836935A (en) * | 1988-09-09 | 1989-06-06 | Conoco Inc. | Oil removal from waterflooding injection water |
| US4963340A (en) * | 1989-03-13 | 1990-10-16 | Mobil Oil Corporation | Cyclic process for converting methane to carbon disulfide |
| SU1667432A1 (ru) | 1989-07-26 | 1996-12-10 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Способ вытеснения нефти из залежи массивного типа |
| US5097903A (en) * | 1989-09-22 | 1992-03-24 | Jack C. Sloan | Method for recovering intractable petroleum from subterranean formations |
| US5065821A (en) * | 1990-01-11 | 1991-11-19 | Texaco Inc. | Gas flooding with horizontal and vertical wells |
| US5120935A (en) * | 1990-10-01 | 1992-06-09 | Nenniger John E | Method and apparatus for oil well stimulation utilizing electrically heated solvents |
| US5267615A (en) * | 1992-05-29 | 1993-12-07 | Christiansen Richard L | Sequential fluid injection process for oil recovery from a gas cap |
| US5304361A (en) | 1992-06-26 | 1994-04-19 | Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation | Removal of hydrogen sulfide |
| US5607016A (en) * | 1993-10-15 | 1997-03-04 | Butler; Roger M. | Process and apparatus for the recovery of hydrocarbons from a reservoir of hydrocarbons |
| US6506349B1 (en) * | 1994-11-03 | 2003-01-14 | Tofik K. Khanmamedov | Process for removal of contaminants from a gas stream |
| US5609845A (en) * | 1995-02-08 | 1997-03-11 | Mobil Oil Corporation | Catalytic production of hydrogen from hydrogen sulfide and carbon monoxide |
| US5803171A (en) * | 1995-09-29 | 1998-09-08 | Amoco Corporation | Modified continuous drive drainage process |
| NL1002524C2 (nl) * | 1996-03-04 | 1997-09-05 | Gastec Nv | Katalysator voor de selectieve oxidatie van zwavelverbindingen tot elementaire zwavel, werkwijze voor de bereiding van een dergelijke kata- lysator en werkwijze voor de selectieve oxidatie van zwavelverbindingen elementaire zwavel. |
| US5826656A (en) * | 1996-05-03 | 1998-10-27 | Atlantic Richfield Company | Method for recovering waterflood residual oil |
| US5778977A (en) * | 1997-01-03 | 1998-07-14 | Marathon Oil Company | Gravity concentrated carbon dioxide for process |
| US6851473B2 (en) * | 1997-03-24 | 2005-02-08 | Pe-Tech Inc. | Enhancement of flow rates through porous media |
| GB9706044D0 (en) * | 1997-03-24 | 1997-05-14 | Davidson Brett C | Dynamic enhancement of fluid flow rate using pressure and strain pulsing |
| WO1998050679A1 (en) | 1997-05-01 | 1998-11-12 | Amoco Corporation | Communicating horizontal well network |
| US6149344A (en) * | 1997-10-04 | 2000-11-21 | Master Corporation | Acid gas disposal |
| US6016868A (en) * | 1998-06-24 | 2000-01-25 | World Energy Systems, Incorporated | Production of synthetic crude oil from heavy hydrocarbons recovered by in situ hydrovisbreaking |
| US6136282A (en) * | 1998-07-29 | 2000-10-24 | Gas Research Institute | Method for removal of hydrogen sulfide from gaseous streams |
| US6946111B2 (en) * | 1999-07-30 | 2005-09-20 | Conocophilips Company | Short contact time catalytic partial oxidation process for recovering sulfur from an H2S containing gas stream |
| US6357526B1 (en) * | 2000-03-16 | 2002-03-19 | Kellogg Brown & Root, Inc. | Field upgrading of heavy oil and bitumen |
| US6497855B1 (en) * | 2000-03-22 | 2002-12-24 | Lehigh University | Process for the production of hydrogen from hydrogen sulfide |
| WO2002020138A1 (en) * | 2000-09-07 | 2002-03-14 | The Boc Group Plc | Process and apparatus for recovering sulphur from a gas stream containing hydrogen sulphide |
| CN1213791C (zh) * | 2000-09-07 | 2005-08-10 | 英国氧气集团有限公司 | 从含硫化氢气流中回收硫的方法 |
| US6706108B2 (en) * | 2001-06-19 | 2004-03-16 | David L. Polston | Method for making a road base material using treated oil and gas waste material |
| MY129091A (en) * | 2001-09-07 | 2007-03-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Acid gas disposal method |
| US20030194366A1 (en) * | 2002-03-25 | 2003-10-16 | Girish Srinivas | Catalysts and process for oxidizing hydrogen sulfide to sulfur dioxide and sulfur |
| WO2004038174A2 (en) * | 2002-10-24 | 2004-05-06 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Staged and/or patterned heating during in situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation |
| GB2379685A (en) | 2002-10-28 | 2003-03-19 | Shell Internat Res Maatschhapp | Enhanced oil recovery with asynchronous cyclic variation of injection rates |
| CA2510182A1 (en) * | 2002-12-17 | 2004-07-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for the catalytic selective oxidation of sulphur compounds |
| US7090818B2 (en) * | 2003-01-24 | 2006-08-15 | Stauffer John E | Carbon disulfide process |
| US7119461B2 (en) * | 2003-03-25 | 2006-10-10 | Pratt & Whitney Canada Corp. | Enhanced thermal conductivity ferrite stator |
| US7025134B2 (en) * | 2003-06-23 | 2006-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface pulse system for injection wells |
| US8215392B2 (en) * | 2005-04-08 | 2012-07-10 | Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural And Mechanical College | Gas-assisted gravity drainage (GAGD) process for improved oil recovery |
| EP1871988A2 (en) * | 2005-04-21 | 2008-01-02 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| AU2007244864A1 (en) * | 2006-04-27 | 2007-11-08 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| CA2651953A1 (en) | 2006-05-16 | 2007-11-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | A process for the manufacture of carbon disulphide |
| BRPI0711264A2 (pt) | 2006-05-16 | 2011-08-30 | Shell Int Research | processo para a fabricação de dissulfeto de carbono, e, uso de uma corrente lìquida |
| US8136590B2 (en) * | 2006-05-22 | 2012-03-20 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| MX2008016422A (es) | 2006-07-07 | 2009-01-19 | Shell Int Research | Proceso para producir disulfuro de carbono y uso de una corriente liquida de disulfuro de carbono para la recuperacion mejorada de combustible. |
| CA2660296C (en) * | 2006-08-10 | 2015-10-13 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Methods for producing oil and/or gas |
| CA2663757C (en) | 2006-09-18 | 2014-12-09 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | A process for the manufacture of carbon disulphide |
-
2008
- 2008-07-17 CA CA2693942A patent/CA2693942C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-07-17 WO PCT/US2008/070311 patent/WO2009012374A1/en not_active Ceased
- 2008-07-17 RU RU2010105844/03A patent/RU2473792C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-07-17 CN CN200880025081.3A patent/CN101796156B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-07-18 US US12/175,936 patent/US8511384B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3823777A (en) * | 1973-05-04 | 1974-07-16 | Texaco Inc | Multiple solvent miscible flooding technique for use in petroleum formation over-laying and in contact with water saturated porous formations |
| US3878892A (en) * | 1973-05-04 | 1975-04-22 | Texaco Inc | Vertical downward gas-driven miscible blanket flooding oil recovery process |
| US4299286A (en) * | 1980-05-21 | 1981-11-10 | Texaco Inc. | Enhanced oil recovery employing blend of carbon dioxide, inert gas _and intermediate hydrocarbons |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014175758A1 (ru) * | 2013-04-22 | 2014-10-30 | Zakirov Sumbat Nabievich | Способ разработки месторождений природных углеводородов в низкопроницаемых пластах |
| RU2590916C1 (ru) * | 2013-04-22 | 2016-07-10 | Сумбат Набиевич Закиров | Способ разработки месторождений природных углеводородов в низкопроницаемых пластах |
| RU2693208C2 (ru) * | 2017-12-08 | 2019-07-01 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Югорский государственный университет" | Способ стимулирования добычи высоковязкой или остаточной нефти |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2009012374A1 (en) | 2009-01-22 |
| CA2693942C (en) | 2016-02-02 |
| US8511384B2 (en) | 2013-08-20 |
| RU2010105844A (ru) | 2011-08-27 |
| CN101796156B (zh) | 2014-06-25 |
| CA2693942A1 (en) | 2009-01-22 |
| US20090056941A1 (en) | 2009-03-05 |
| CN101796156A (zh) | 2010-08-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2473792C2 (ru) | Способ добычи нефти и/или газа (варианты) | |
| CA2652401C (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| RU2435024C2 (ru) | Способ добычи нефти и/или газа (варианты) | |
| RU2494233C2 (ru) | Система и способ добычи нефти и/или газа | |
| RU2494234C2 (ru) | Система и способ добычи нефти и/или газа | |
| AU2009271072B2 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130718 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20140727 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190718 |