Система и способ добычи нефти и/или газа

Группа изобретений относится к системам и способам для добычи нефти и/или газа. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности устройства за счет использования растворителя. Сущность изобретений: система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта содержит первую группу скважин, распределенных над пластом, и вторую группу скважин, распределенных над пластом. При этом первая группа скважин содержит установку для нагнетания в пласт сероуглерода, а вторая группа скважин содержит установку для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени. Имеется средство для превращения внутри пласта по крайней мере части сероуглерода в другое соединение в течение второго периода времени и средство для извлечения по крайней мере части указанного другого соединения в течение третьего периода времени. 2 н. и 26 з.п. ф-лы, 7 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к системам и способам для добычи нефти и/или газа.

Уровень техники

Для повышения добычи нефти на мировых месторождениях могут использоваться методы повышения нефтеотдачи (МПНО). Существует три типа МПНО: термическая, химико/полимерная и газонагнетательная, которые могут использоваться для повышения отдачи нефти из коллектора сверх той, которая может быть достигнута традиционными средствами, возможно продлевая тем самым время эксплуатации месторождения и повышая коэффициент нефтеотдачи.

Метод термического повышения добычи осуществляется путем подачи тепла в коллектор. Наиболее широко практикуемой формой является вытеснение нефти водяным паром, что снижает вязкость нефти, благодаря чему нефть может притекать к добывающим скважинам. Заполнение химическими реагентами повышает нефтеотдачу в результате ослабления капиллярных сил, которые задерживают остаточную нефть. Заполнение полимером улучшает эффективность вытеснения нефти нагнетаемой водой. Нагнетание в пласт смешивающихся с нефтью сред действует примерно таким же образом, как и заполнение химическими реагентами. При нагнетании смешивающейся с нефтью текучей среды может быть добыта задержанная остаточная нефть.

На фиг.1 иллюстрируется система 100, известная из уровня техники. Система 100 включает в себя подземный пласт 102, подземный пласт 104, подземный пласт 106 и подземный пласт 108. На поверхности находится нефтедобывающая установка 110. Скважина 112 проходит через пласты 102 и 104 и заканчивается в пласте 106. Часть пласта 106 обозначена позицией 114. Нефть и газ добываются из пласта 106 через скважину 112 к нефтедобывающей установке 110. Газ и жидкость отделяются друг от друга, газ хранится в газохранилище 116, а жидкость в хранилище 118 для жидкостей.

В патенте США №5826656 раскрыт способ извлечения обводненной остаточной нефти из заводненного нефтеносного подземного пласта, пройденного с поверхности земли по меньшей мере одной скважиной, путем нагнетания смешивающегося с нефтью растворителя в заводненную содержащую остаточную нефть нижнюю часть нефтеносного подземного пласта через скважину, выполненную для нагнетания смешивающегося с нефтью растворителя в нижнюю часть нефтеносного пласта; продолжения нагнетания смешивающегося с нефтью растворителя в нижнюю часть нефтеносного пласта в течение периода времени равного примерно одной неделе; повторного освоения скважины для извлечения из верхней части нефтеносного пласта содержащихся там количеств смешивающегося с нефтью растворителя и некоторых количеств обводненной остаточной нефти; и извлечения из верхней части нефтеносного пласта содержащихся там количеств смешивающегося с нефтью растворителя и некоторых количеств обводненной остаточной нефти. Этот пласт мог быть предварительно заводнен и залит смешивающимся с нефтью растворителем. Растворитель может нагнетаться через горизонтальную скважину, а растворитель и нефть могут добываться через несколько скважин, пробуренных для добычи нефти и растворителя из верхней части нефтеносного пласта. Патент США №5826656 полностью включен в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.

В публикации патентной заявки США №2006/0254769, опубликованной 16 ноября 2006 и имеющей номер досье поверенного ТН2616, раскрыта система, включающая в себя механизм для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, когда нефть и/или газ содержат одно или более сернистых соединений; средство для превращения по крайней мере части сернистых соединений из добытой нефти и/или газа в сероуглеродный состав; и средство для выпуска по крайней мере части сероуглеродного состава в пласт. Публикация патентной заявки США №2006/0254769 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.

В международной публикации WO №03/095118 А1 раскрыты способы ремедиации отравленного сероуглеродом грунта путем введения грунта в контакт с железом. Международная публикация WO №03/095118 А1 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.

В технике существует потребность в улучшенных системах и способах для повышения нефтеотдачи. Кроме того в технике существует потребность в улучшенных системах и способах для повышения нефтеотдачи с использованием растворителя, например для снижения вязкости, химического воздействия и заполнения в режиме смешения с нефтью. Кроме того, в технике существует потребность в улучшенных системах и способах для заполнения растворителем в режиме смешения с нефтью. Кроме того, в технике существует потребность в улучшенных системах и способах для возврата растворителя после заполнения в режиме смешения с нефтью. В технике существует потребность в ремедиации пласта после операции заполнения смешивающимся с нефтью растворителем.

Раскрытие изобретения

В одном из аспектов изобретение предлагает систему для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, содержащую первую группу скважин, распределенных над пластом; вторую группу скважин, распределенных над пластом; причем первая группа скважин содержит установку для нагнетания в пласт смешивающегося состава для стимулирования нефтеотдачи, а вторая группа скважин содержит установку для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени; средство для превращения внутри пласта по крайней мере части смешивающегося состава для стимулирования нефтеотдачи в другое соединение в течение второго периода времени; и средство для извлечения из пласта по крайней мере части указанного другого соединения в течение третьего периода времени.

В другом аспекте изобретение предлагает способ добычи нефти и/или газа, включающий нагнетание сероуглеродного состава в пласт из первой скважины в течение первого периода времени; добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину в течение первого периода времени; и превращение in situ по крайней мере части сероуглеродного состава в другое соединение при завершении добычи нефти и/или газа из пласта.

В еще одном аспекте изобретение предлагает способ добычи нефти и/или газа, включающий нагнетание в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи из первой скважины в течение первого периода времени; добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину в течение первого периода времени; превращение по крайней мере части смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи в другое соединение внутри пласта после завершения добычи нефти и/или газа из пласта; и извлечение из пласта по крайней мере части указанного другого соединения.

Достоинствами изобретения являются:

Улучшенные системы и способы для повышенной добычи углеводородов из пласта с помощью растворителя.

Улучшенные системы и способы для повышенной добычи углеводородов из пласта с помощью текучей среды, содержащей смешивающийся растворитель.

Улучшенные композиции и/или способы для вторичной добычи углеводородов.

Улучшенные системы и способы для повышения нефтеотдачи.

Улучшенные системы и способы для повышения нефтеотдачи с использованием смешивающегося растворителя.

Улучшенные системы и способы для повышения нефтеотдачи с помощью соединения, которое может быть смешано с нефтью на месте.

Улучшенные системы и способы для извлечения соединения, которое может быть смешано с нефтью на месте.

Улучшенные системы и способы для ремедиации пласта, залитого соединением, которое может быть смешано с нефтью на месте.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 - иллюстрация системы добычи нефти и/или газа.

Фиг.2а - иллюстрация расположения скважин.

Фиг.2b, 2с - иллюстрации расположения скважин на фиг.2а во время проведения процессов повышения нефтеотдачи.

Фиг, 3а-3с - иллюстрации систем добычи нефти и/или газа.

Подробное описание изобретения

Фиг.2а

На фиг.2а иллюстрируется схема размещения 200 скважин для некоторых вариантов осуществления. Схема размещения 200 включает в себя группу 202 скважин (помеченных горизонтальными линиями) и группу 204 скважин (помеченных диагональными линиями).

Каждая скважина в группе 202 скважин расположена на расстоянии 230 по горизонтали от соседней скважины из группы 202 скважин. Каждая скважина в группе 202 скважин расположена на расстоянии 232 по вертикали от соседней скважины из группы 202 скважин.

Каждая скважина в группе 204 скважин расположена на расстоянии 236 по горизонтали от соседней скважины из группы 204 скважин. Каждая скважина в группе 204 скважин расположена на расстоянии 238 по вертикали от соседней скважины из группы 204 скважин.

Каждая скважина в группе 202 скважин расположена на расстоянии 234 от соседних скважины из группы 204 скважин. Каждая скважина в группе 204 скважин расположена на расстоянии 234 от соседних скважины из группы 202 скважин.

Каждая скважина в группе 202 скважин может быть окружена четырьмя скважинами из группы 204 скважин. Каждая скважина в группе 204 скважин может быть окружена четырьмя скважинами из группы 202 скважин.

Горизонтальное расстояние 230 составляет от примерно 5 до примерно 1000 м или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.

Вертикальное расстояние 232 может составлять от примерно 5 до примерно 1000 м или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.

Горизонтальное расстояние 236 может составлять от примерно 5 до примерно 1000 м или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.

Вертикальное расстояние 238 может составлять от примерно 5 до примерно 1000 м или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.

Расстояние 234 может составлять от примерно 5 до примерно 1000 м или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.

Схема размещения 200 скважин может включать от примерно 10 до примерно 1000 скважин, например от примерно 5 до примерно 500 скважин в группе 202 скважин и от примерно 5 до примерно 500 скважин в группе 204 скважин.

Схема размещения 200 скважин может может быть представлена на виде сверху, где группа 202 скважин и группа 204 скважин представляют собой вертикальные скважины, рассредоточенные на некотором участке земли. Схема размещения 200 скважин может может быть представлена в разрезе на виде сбоку, где группа 202 скважин и группа 204 скважин представляют собой горизонтальные скважины, рассредоточенные внутри пласта.

Добыча нефти и/или газа с помощью схемы размещения 200 скважин из подземного пласта может осуществляться любым известным способом. В число подходящих способов входят подводная добыча, поверхностная добыча, первичная, вторичная или третичная добыча. Выбор способа добычи нефти и/или газа из подземного пласта не представляет особой важности.

Фиг.2b

На фиг.2b иллюстрируется схема размещения 200 скважин для некоторых вариантов осуществления. Схема размещения 200 включает в себя группу 202 скважин (помеченных горизонтальными линиями) и группу 204 скважин (помеченных диагональными линиями).

В некоторых вариантах осуществления смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи может нагнетаться в группу 204 скважин, а нефть может добываться из группы 202 скважин. Как это проиллюстрировано, смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи имеет профиль нагнетания 208 и при этом группе 202 скважин придается профиль добычи 206.

Смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи может нагнетаться в группу 204 скважин, а нефть может добываться из группы 202 скважин. Как это проиллюстрировано, смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи имеет профиль нагнетания 206, а у группы 202 скважин создается профиль нефтеотдачи 204.

Группа 202 скважин может использоваться для нагнетания смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи, а группа 204 скважин может использоваться для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени; после чего группа 204 скважин может использоваться для нагнетания смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи, а группа 202 скважин может использоваться для добычи нефти и/или газа из пласта в течение второго периода времени, причем первый и второй периоды времени образуют некоторый цикл.

Может быть проведено множество циклов, включающих чередование групп 202 и 204 скважин между нагнетанием смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи и добычей нефти и/или газа из пласта, где одна группа скважин может быть нагнетательной, а другая добывающей в течение первого периода времени, после чего они переключаются на второй период времени.

Один цикл может длиться от примерно 12 часов до примерно 1 года или от примерно 3 суток до примерно 6 месяцев, или от примерно 5 суток до примерно 3 месяцев. Каждый цикл может возрастать во времени, например каждый цикл может быть на от примерно 5 до примерно 10% длиннее предыдущего цикла, например длиннее на примерно 8%.

Смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи или смесь, содержащая смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи, могут быть нагнетены в начале цикла, а в конце цикла могут быть нагнетены несмешивающийся агент для повышения нефтеотдачи или смесь, содержащая несмешивающийся агент для повышения нефтеотдачи. Началом цикла могут быть первые от 10 до примерно 80% цикла или первые от 20 до примерно 60% цикла, или первые от 25 до примерно 40% цикла, а концом может быть остальная часть цикла.

Фиг.2с

На фиг.2с в некоторых вариантах осуществления иллюстрируется схема размещения 200 скважин. Схема размещения 200 включает в себя группу 202 скважин (помеченных горизонтальными линиями) и группу 204 скважин (помеченных диагональными линиями).

Смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи может нагнетаться в группу 204 скважин, а нефть может добываться из группы 202 скважин. Как это проиллюстриррвано, смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи имеет профиль нагнетания 208, перекрывающийся 210 с профилем 206 нефтеотдачи, который создается у группы 202 скважин.

Смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи может нагнетаться в группу 202 скважин, а нефть может добываться из группы 204 скважин. Как это проиллюстриррвано, смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи имеет профиль нагнетания 206 с перекрытием 210 с профилем 208 нефтедобычи, который создается у группы 204 скважин.

С целью возврата смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи из профиля 206 нагнетания к группе 202 скважин после завершения добычи нефти из группы 204 скважин в группу 204 скважин может быть нагнетено средство для ремедиации. Подходящие средства для ремедиации обсуждаются ниже.

С целью очистки пласта после заполнения им смешивающейся с нефтью средой смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи может быть превращен in situ в профиле нагнетания 206 в какое-либо другое соединение. Подходящие способы превращения смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи обсуждаются ниже.

Фиг.3а и 3b

На фиг.3а и 3b иллюстрируются некоторые варианты осуществления системы 300. Система 300 включает в себя подземный пласт 302, подземный пласт 304, подземный пласт 306 и подземный пласт 308. На поверхности может находиться установка 310. Скважина 312 проходит через пласты 302 и 304 и имеет отверстия в пласте 306. Части 314 пласта 306 могут быть в некоторых случаях подвергнуты гидроразрыву и/или перфорированы. Во время первичной добычи нефть и газ из пласта 306 могут поступать в части 314, в скважину 312 и направляться к установке 310. Далее установка 310 разделяет газ, который может быть направлен на газопереработку 316, и жидкость, которая может быть направлена в хранилище 318 для жидкости. Установка 310 включает в себя также хранилище 330 для смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи. Как следует из фиг.3а, смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи может нагнетаться через скважину 312, как это показано направленной вниз стрелкой, в пласт 306. Смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи может быть оставлен в пласте с целью пропитки на период времени от примерно 1 часа до примерно 15 суток, например от примерно 5 до примерно 50 часов.

После периода пропитки, как это показано на фиг.3b, смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи и нефть и/или газ могут затем добываться через скважину 312 на установку 310. Установка 310 может быть приспособлена для отделения и/или рециркуляции смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи, например с помощью кипячения состава, конденсирования его или фильтрации, проведения с ним реакции и затем повторной нагнетания состава в скважину 312, например, путем повторения цикла пропитки, показанной на фиг.3а и 3b, от примерно 2 до примерно 5 раз.

В некоторых вариантах осуществления смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи может нагнетаться в пласт 306 под давлением ниже давления гидроразрыва пласта, например от примерно 40 до примерно 90% давления гидроразрыва пласта.

Скважину 312, как это показано на фиг.3а, через которую производится нагнетание в пласт 306, можно рассматривать как типичную скважину в группе 202 скважин, а скважину 312, как это показано на фиг.3b, через которую производится добыча из пласта 306, можно рассматривать как типичную скважину в группе 204 скважин.

Скважина 312, как это показано на фиг.3а, через которую производится нагнетание в пласт 306, можно рассматривать как типичную скважину в группе 204 скважин, а скважину 312, как это показано на фиг.3b, через которую производится добыча из пласта 306, можно рассматривать как типичную скважину в группе 202 скважин.

Для возврата смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи из пласта 306 к скважине 312 после завершения добычи нефти из пласта 306 в другую, соседнюю с ней скважину (не показана) может быть нагнетено средство для ремедиации. Подходящие средства для ремедиации обсуждаются ниже.

С целью очистки пласта после заполнения смешивающейся с нефтью средой смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи может быть превращен in situ в пласте 306 в другое соединение, после чего это другое соединение может быть извлечено через скважину 312. Подходящие способы превращения смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи обсуждаются ниже.

Фиг.3с

На фиг.3с иллюстрируются некоторые варианты осуществления изобретения, относящиеся к системе 400. Система 400 включает в себя подземный пласт 402, пласт 404, пласт 406 и пласт 408. На поверхности может находиться добывающая установка 410. Скважина 412 проходит через пласты 402 и 404 и имеет отверстия в пласте 406. Части 414 пласта могут быть в некоторых случаях подвергнуты гидроразрыву и/или перфорированы. Во время добычи нефть и газ из пласта 306 поступают в части 414 и поднимаются по скважине 412 к добывающей установке 410. Газ и жидкость могут разделяться, после чего газ может направляться в газохранилище 416, а жидкость может направляться в хранилище 418 для жидкости. На добывающей установке 410 может производиться и/или храниться смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи, который может производиться и храниться в блоке производства/хранения 430. Сероводород и/или другие серусодержащие соединения из пласта 412 могут направляться в блок производства/хранения 430 смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи. Смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи может нагнетаться вниз по скважине 432 к частям 434 пласта 406. Смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи проходит через пласт 406 для облегчения добычи нефти и газа, после чего смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи, нефть и/или газ могут направляться к скважине 412 и далее к добывающей установке 410. Смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи может быть затем направлен на рециркуляцию, например путем кипячения состава, конденсирования его или фильтрации, или проведения с ним реакции и затем повторной нагнетания состава в скважину 432.

В некоторых вариантах осуществления некоторое количество смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи или смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи, смешанного с другими компонентами, может быть нагнетено в скважину 432 с последующим нагнетанием какого-либо другого компонента для продавливания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи или смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи, смешанного с другими компонентами, через пласт 406, которым (другим компонентом) может быть воздух; вода в газообразной или жидкой форме; вода, смешанная с одной или более солями; полимеры и/или поверхностно-активные вещества; диоксид углерода; другие газы; другие жидкости; и/или их смеси.

В некоторых вариантах осуществления скважину 412, через которую добывается нефть и/или газ, можно рассматривать как типичную скважину из группы 202 скважин, а скважину 432, которая используется для нагнетания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи, можно рассматривать как типичную скважину из группы 204 скважин.

В некоторых вариантах осуществления скважину 412, через которую добывается нефть и/или газ, можно рассматривать как типичную скважину из группы 204 скважин, а скважину 432, которая используется для нагнетания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи, можно рассматривать как типичную скважину из группы 202 скважин.

Для возврата смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи из пласта 406 к скважине 432 после завершения добычи нефти из пласта 406 и скважины 412 в скважину 412 может быть нагнетено средство для ремедиации. Подходящие средства для ремедиации обсуждаются ниже.

С целью очистки пласта после заполнения пласта смешивающейся с нефтью средой смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи может быть превращен in situ в пласте 406 в другое соединение, после чего это другое соединение может быть извлечено из пласта 406. Подходящие способы превращения смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи обсуждаются ниже.

Средства для ремедиации:

Подходящие средства для ремедиации включают воду в жидкой или паровой форме, пены, водные растворы ПАВ, водные растворы полимеров, диоксид углерода, природный газ и/или другие углеводороды, и их смеси.

В одном из вариантов осуществления средствами для ремедиации могут быть водные растворы ПАВ. Подходящие водные растворы ПАВ раскрыты в патенте США №3943160, патенте США №3946812, патенте США №4077471, патенте США №4216079, патенте США №5319709, патенте США №5723423, патенте США №6022834, патенте США №6269881 и у Wellington et al. "Low Surfactant Concentration Enhanced Wateflooding" (Заводнение, стимулируемое низкими концентрациями ПАВ), Society Petroleum Engineers, 1995, все из которых включены в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.

Как указывалось выше, чтобы извлечь как можно больше смешивающегося растворителя, после завершения операции залива смешивающегося растворителя в пласт может быть введено средство для ремедиации.

Превращение in situ

В некоторых вариантах осуществления остающийся в пласте смешивающийся растворитель после завершения процесса стимулированной добычи и после возможной операции залива средства для ремедиации может быть превращено in situ (в пласте) в другое соединение.

Образование сульфида железа

В одном из примеров смешивающимся растворителем может быть сероуглеродный состав. Сероуглерод может гидролизоваться в пласте до сероводорода, например при подводе кислорода, воды, водяного пара, пероксидов и/или тепла. С целью осуществления катализа реакции превращения сероуглерода в сероводород в пласт могут быть введены один или более катализаторов, таких как оксид алюминия и/или оксид титана, например в виде раствора, в виде порошка или в виде суспензии в воде или каких-либо других текучих средах.

Сероуглерод может быть превращен в сероводород с помощью какой-либо реакции или механизма. Выбор реакции или механизма не представляет особой важности. Одним из подходящих механизмов, с помощью которого сероуглерод гидролизуется до сероводорода, является известная реакция, описываемая уравнением:

CS₂+2Н₂O→2H₂S+СO₂ (уравнение 1)

Сероводород может быть затем извлечен через одну или более скважин. Для извлечения сероводорода из пласта с целью облегчения извлечения сероводорода через скважину в пласт могут быть нагнетены вода, воздух, диоксид углерода или одна (один) или более других жидкостей или газов средств для ремедиации.

Реакции окисления

В одном из примеров смешивающийся растворитель может включать в себя спирт и/или углеводород, такой как природный газ, пропан, бутан и/или пентан. Смешивающийся растворитель может сжигаться на месте внутри пласта в основном до воды и диоксида углерода, например при подаче кислорода, водяного пара, пероксидов и/или при подводе тепла.

В другом примере смешивающийся растворитель может включать сероуглеродный состав. Сероуглерод может сжигаться или окисляться в пласте до диоксида серы, например при подаче кислорода, пероксидов и/или при подводе тепла.

Сероуглерод может окисляться с помощью какой-либо реакции или механизма. Выбор реакции или механизма не представляет особой важности. Одним из подходящих механизмов, с помощью которого сероуглерод превращается в дисульфид углерода, является известная реакция, описываемая уравнением:

CS₂+3O₂→2SO₂+CO₂ (уравнение 2)

Диоксид серы может быть затем извлечен через одну или более скважин. Для извлечения диоксида серы из пласта с целью облегчения извлечения диоксида серы через скважину в пласт могут быть нагнетены вода, воздух, диоксид углерода или одна (один) или более других жидкостей или газов или средств для ремедиации.

Альтернативные варианты осуществления

В некоторых вариантах осуществления нефть и/или газ могут извлекаться из пласта в скважину и проходить через скважину и трубопровод от скважины к установке. В некоторых вариантах осуществления для усиления тока нефти и/или газа из пласта может быть применен метод повышения нефтеотдачи с использованием какого-либо агента, например водяного пара, воды, ПАВ, полимерной заливки и/или смешивающегося агента, такого как сероуглеродный состав или диоксид углерода.

В некоторых вариантах осуществления добываемые из пласта нефть и/или газ могут включать в себя сернистое соединение. Сернистыми соединениями могут быть сероводород, меркаптаны, сульфиды и дисульфиды отличные от сероводорода или гетероциклические сернистые соединения, например тиофены, бензотиофены или замещенные с конденсированными циклами дибензотиофены, или их смеси.

В некоторых вариантах осуществления сернистое соединение из пласта может быть превращено в сероуглеродный состав. Превращение по крайней мере части сернистого соединения в сероуглеродный состав может осуществляться любым известным способом. Подходящими способами могут быть реакция окисления сернистого соединения до серы и/или диоксидов серы или реакция серы и/или диоксида серы с углеродом или каким-либо углеродсодержащим соединением с образованием сероуглеродного состава. Выбор способа для превращения по крайней мере части сернистого соединения в сероуглеродный состав не представляет особой важности.

В некоторых вариантах осуществления подходящим смешивающимся агентом для повышения нефтеотдачи может быть сероуглеродный состав. Сероуглеродный состав может включать в себя сероуглерод или производные сероуглерода, например тиокарбонаты, ксантаты и их смеси и, возможно, одно или более из следующих соединений: сероводород, серу, диоксид углерода, углеводороды и их смеси.

В некоторых вариантах осуществления подходящим способом получения сероуглеродного состава является способ, раскрытый в патентной заявке США №11/409436, зарегистрированной 19 апреля 2006 и имеющей номер досье поверенного ТН2616. Патентная заявка США №11/409436 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылки.

В некоторых вариантах осуществления подходящие смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи включают сероуглерод, сероводород, диоксид углерода, октан, пентан, сжиженный нефтяной газ, алифатические С₂-С₆-углеводороды, азот, дизельное топливо, уайт-спирит, лигроиновый растворитель, растворитель битума, керосин, ацетон, ксилол, трихлорэтан или смеси двух или более из этих соединений, или какие-либо другие известные в технике смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи. В некоторых вариантах осуществления подходящие смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи являются агентами, смешивающимися с нефтью в пласте при первом контакте или при множестве контактов.

В некоторых вариантах осуществления несмешивающимися агентами для повышения нефтеотдачи могут быть вода в газообразной или жидкой форме, воздух, смеси двух или более их названных веществ, или какие-либо другие известные в технике несмешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи. В некоторых вариантах осуществления несмешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи не смешиваются с нефтью в пласте при первом контакте или при множестве контактов.

В некоторых вариантах осуществления нагнетенные в пласт несмешивающиеся и/или смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи могут извлекаться из добываемых нефти и/или газа и повторно нагнетаться в пласт.

В некоторых вариантах осуществления нефть, находящаяся в пласте до нагнетания агента для повышения нефтеотдачи, имеет вязкость по меньшей мере примерно 100 сПз или по меньшей мере примерно 500 сПз, или по меньшей мере примерно 1000 сПз, или по меньшей мере примерно 2000 сПз, или по меньшей мере примерно 5000 сПз, или по меньшей мере примерно 10000 сПз. В некоторых вариантах осуществления нефть, находящаяся в пласте до нагнетания агента для повышения нефтеотдачи, имеет вязкость не выше примерно 5000000 сПз или не выше примерно 2000000 сПз, или не выше примерно 1000000 сПз, или не выше примерно 500000 сПз.

Высвобождение по крайней мере части смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи и/или других жидкостей и/или газов может быть осуществлено любым известным способом. Одним из подходящих способов является нагнетание смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи в одиночный трубопровод в одиночной скважине с последующей выдержкой для пропитки сероуглеродным составом и откачкой по крайней мере части сероуглеродного состава с газом и/или жидкостями. Другой подходящий способ состоит в нагнетании смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи в первую скважину с последующей откачкой по крайней мере части сероуглеродного состава с газом и/или жидкостями через вторую скважину. Выбор способа нагнетания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи и/или других жидкостей и/или газов не представляет особой важности.

В некоторых вариантах осуществления смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи и/или другие жидкости и/или газы могут нагнетаться в пласт под давлением в пределах до давления гидроразрыва пласта.

В некоторых вариантах осуществления смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи может смешиваться с нефтью и/или газом в пласте с образованием смеси, которая может извлекаться из скважины. В некоторых вариантах осуществления некоторое количество смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи может нагнетаться в скважину с последующим нагнетанием другого компонента для продавливания состава через пласт. Для продавливания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи через пласт могут, например, использоваться воздух, вода в жидкой или паровой форме, диоксид углерода, другие газы, другие жидкости и/или их смеси.

В некоторых вариантах осуществления смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи может быть нагрет перед его нагнетанием в пласт для снижения вязкости флюидов в пласте, например тяжелых масел, парафинов, асфальтенов и т.д.

В некоторых вариантах осуществления с целью снижения вязкости флюидов в пласте находящийся в пласте смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи может нагреваться и/или кипятиться с использованием какой-либо нагретой текучей среды или нагревателя. В некоторых вариантах осуществления для нагрева и/или испарения смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи в пласте могут быть использованы нагретая вода и/или водяной пар.

В некоторых вариантах осуществления находящийся в пласте смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи может нагреваться и/или кипятиться с использованием нагревателя. Один из подходящих для этого нагревателей раскрыт в публикации патентной заявки США №10/693816, зарегистрированной 24 октября 2003 и имеющей номер досье поверенного ТН2557. Патентная заявка США №10/693816 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.

В некоторых вариантах осуществления добытые нефть и/или газ могут транспортироваться к нефтеперерабатывающему заводу и/или перерабатывающей установке. Нефть и/или газ могут перерабатываться с получением промышленных продуктов, таких как моторные топлива, например бензин и дизельное топливо, отопительное топливо, смазочные материалы, химические реактивы и/или полимеры. Переработка может включать в себя перегонку и/или фракционную перегонку нефти и/или газа с образованием одной или более дистиллятных фракций. В некоторых вариантах осуществления одна или более дистиллятных фракций могут подвергаться одному или более из следующих процессов: каталитическому крекингу, гидрокрекингу, коксованию, термическому крекингу, перегонке, реформингу, полимеризации, изомеризации, алкилированию, созданию смесей и деасфальтизации.

Варианты осуществления изобретения

В одном из вариантов осуществления раскрыта система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающая в себя первую группу скважин, распределенных над пластом; вторую группу скважин, распределенных над пластом; где первая группа скважин содержит средства для нагнетания в пласт смешивающегося состава для стимулирования нефтеотдачи, а вторая группа скважин содержит средства для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени; средство для превращения внутри пласта по крайней мере части смешивающегося состава для стимулирования нефтеотдачи в другое соединение в течение второго периода времени; и средство для извлечения по крайней мере части другого соединения в течение третьего периода времени. В некоторых вариантах осуществления скважина в первой группе скважин находится на расстоянии от 10 м до 1 км от одной или более соседних скважин из второй группы скважин. В некоторых вариантах осуществления подземный пласт расположен под массой воды. В некоторых вариантах осуществления система включает также средство для нагнетания несмешивающегося состава для повышения нефтеотдачи в пласт после того, как в пласт будет запущен смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи. В некоторых вариантах осуществления система включает также смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи, выбираемый из группы, состоящей из сероуглеродного состава, сероводорода, диоксида углерода, октана, пентана, сжиженного нефтяного газа, алифатических С₂-С₆-углеводородов, азота, дизельного топлива, уайт-спирита, лигроинового растворителя, растворителя асфальта, керосина, ацетона, ксилола, трихлорэтана и их смесей.

В некоторых вариантах осуществления система включает также несмешивающийся состав для повышения нефтеотдачи, выбираемый из группы, состоящей из воды в газообразной или жидкой форме, воздуха и их смесей. В некоторых вариантах осуществления первая группа скважин включает от 5 до 500 скважин, и вторая группа скважин включает от 5 до 500 скважин. В некоторых вариантах осуществления система включает также смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи, содержащий сероуглеродный состав. В некоторых вариантах осуществления система содержит установку для производства сероуглеродного состава. В некоторых вариантах осуществления подземный пласт содержит нефть, имеющую вязкость от 100 до 5000000 сПз. В некоторых вариантах осуществления первая группа скважин имеет в пласте профиль нагнетания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи, а вторая группа скважин имеет в пласте профиль нефтеотдачи, причем система имеет перекрытие между профилем нагнетания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи и профилем нефтеотдачи. В некоторых вариантах осуществления смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи содержит сероуглерод. В некоторых вариантах осуществления другое соединение содержит сероводород. В некоторых вариантах осуществления средство для извлечения по крайней мере части другого соединения включает в себя скважину для сбора другого соединения и переноса этого соединения из пласта в какое-либо место над пластом. В некоторых вариантах осуществления средство для извлечения по крайней мере части другого соединения включает в себя скважину для нагнетания в пласт средства для ремедиации для вытеснения другого соединения из пласта в сторону одной или более других скважин.

В одном из вариантов осуществления изобретения раскрыт способ добычи нефти и/или газа, включающий нагнетание в пласт сероуглеродного состава через первую скважину в течение первого периода времени; добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину в течение первого периода времени; превращение in situ по крайней мере части сероуглеродного состава в другое соединение при завершении добычи из пласта нефти и/или газа; и извлечение из пласта по крайней мере части другого соединения.

В некоторых вариантах осуществления способ включает также извлечение сероуглеродного состава из нефти и/или газа (если он там присутствует) с последующим нагнетанием в пласт по крайней мере части сероуглеродного состава в смеси с одним или более из следующих веществ: углеводороды; сернистые соединения отличные от сероуглерода; диоксид углерода; оксид углерода; и их смеси.

В некоторых вариантах осуществления способ включает также дополнительный нагрев сероуглеродного состава перед нагнетанием сероуглеродного состава в пласт или во время нахождения состава в пласте. В некоторых вариантах осуществления сероуглеродный состав нагнетается под давлением от 0 до 37000 кПа по отношению к начальному давлению в коллекторе, измеренному до начала нагнетания сероуглерода. В некоторых вариантах осуществления подземный пласт характеризуется проницаемостью от 0,0001 до 15 дарси, например проницаемостью от 0,001 до 1 дарси. В некоторых вариантах осуществления нефть, находящаяся в подземном пласте до нагнетания сероуглеродного состава, содержит от 0,5 до 5% серы, например от 1 до 3%. В некоторых вариантах осуществления способ включает также превращение по крайней мере части добытой нефти и/или газа в материал, выбранный из группы, состоящей из моторных топлив, например бензина и дизельного топлива, отопительного топлива, смазочных материалов, химических реактивов и/или полимеров. В некоторых вариантах осуществления способ включает также нагнетание в пласт средства для ремедиации через вторую скважину в течение второго периода времени и извлечение другого соединения из пласта через первую скважину в течение второго периода времени. В некоторых вариантах осуществления, средство для ремедиации содержит материал, выбираемый из группы, состоящей из воды, воды и какого-либо ПАВ, диоксида углерода, воздуха и природного газа. В некоторых вариантах осуществления средство для ремедиации содержит воду и растворенный в воде полимер. В некоторых вариантах осуществления превращение по крайней мере части сероуглеродного состава в другое соединение включает нагнетание в пласт по меньшей мере одного из следующих веществ: водяного пара, воды и пероксида.

В одном из вариантов осуществления изобретения раскрыт способ добычи нефти и/или газа, включающий нагнетание в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи через первую скважину в течение первого периода времени, добычу из пласта нефти и/или газа через вторую скважину в течение первого периода времени; превращение после завершения добычи из пласта нефти и/или газа по крайней мере части смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи внутри пласта в другое соединение;

и извлечение из пласта по крайней мере части другого соединения. В некоторых вариантах осуществления способ включает также нагнетание в пласт несмешивающегося состава для повышения нефтеотдачи через первую скважину в течение периода времени, следующего после первого периода времени, с целью продавливания через пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи. В некоторых вариантах осуществления добытые нефть и/или газ содержат сернистое соединение и при этом дополнительно по крайней мере часть сернистого соединения превращают в смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи. В некоторых вариантах осуществления смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи содержит сероуглеродный состав. В некоторых вариантах осуществления другое соединение содержит сероводород.

В некоторых вариантах осуществления способ включает также нагрев смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи. В некоторых вариантах осуществления способ включает также нагнетание в пласт средства для ремедиации из второй скважины в течение второго периода времени и извлечение из пласта другого соединения через первую скважину в течение второго периода времени. В некоторых вариантах осуществления средство для ремедиации содержит воду и/или диоксид углерода.

Специалисты должны принять во внимание, что в составляющих частях раскрытых вариантов осуществления изобретения, конфигурациях, материалах и способах возможны многочисленные модификации и изменения без отступления от их сути и объема. Соответственным образом, объем прилагаемой ниже формулы изобретения и его функциональные эквиваленты не должны быть ограничены конкретными описанными и проиллюстрированными вариантами осуществления, поскольку они по своей природе являются всего лишь иллюстративными.

1. Система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, содержащая:
первую группу скважин, распределенных над пластом;
вторую группу скважин, распределенных над пластом;
при этом первая группа скважин содержит установку для нагнетания в пласт сероуглерода, а вторая группа скважин содержит установку для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени;
средство для превращения внутри пласта по крайней мере части сероуглерода в другое соединение в течение второго периода времени; и
средство для извлечения по крайней мере части указанного другого соединения в течение третьего периода времени.

2. Система по п.1, в которой скважина в первой группе скважин находится на расстоянии от 10 м до 1 км от одной или более соседних скважин из второй группы скважин.

3. Система по п.1, в которой подземный пласт расположен под массой воды.

4. Система по п.1, дополнительно содержащая средство для нагнетания в пласт несмешивающегося состава для повышения нефтеотдачи после выпуска в пласт сероуглерода.

5. Система по п.1, дополнительно содержащая установку для нагнетания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи, выбираемого из группы, состоящей из сероводорода, диоксида углерода, октана, пентана, сжиженного нефтяного газа, алифатических C₂-C₆-углеводородов, азота, дизельного топлива, уайт-спирита, лигроинового растворителя, растворителя битума, керосина, ацетона, ксилола, трихлорэтана и их смесей.

6. Система по п.1, дополнительно содержащая несмешивающийся состав для повышения нефтеотдачи, выбранный из группы, состоящей из воды в газообразной или жидкой форме, воздуха и их смесей.

7. Система по п.1, в которой первая группа скважин содержит от 5 до 500 скважин, и вторая группа скважин содержит от 5 до 500 скважин.

8. Система по п.1, дополнительно содержащая средство для производства сероуглеродного состава.

9. Система по п.1, в которой подземный пласт содержит нефть, имеющую вязкость от 100 до 5000000 сПз.

10. Система по п.1, в которой первая группа скважин имеет в пласте профиль сероуглерода, а вторая группа скважин имеет в пласте профиль нефтеотдачи, причем между профилем сероуглерода и профилем нефтеотдачи имеется перекрытие.

11. Система по п.1, в которой указанное другое соединение содержит сероводород.

12. Система по п.1, в которой средство для извлечения по крайней мере части указанного другого соединения включает в себя скважину для сбора другого соединения и переноса другого соединения из пласта в место над пластом.

13. Система по п.1, в которой средство для извлечения по крайней мере части другого соединения включает в себя скважину для нагнетания в пласт средства для ремедиации с тем, чтобы вытеснять другое соединение из пласта к одной или более другой скважине.

14. Способ добычи нефти и/или газа, характеризующийся тем, что:
нагнетают в пласт сероуглерод через первую скважину в течение первого периода времени;
добывают нефть и/или газ из пласта через вторую скважину в течение первого периода времени;
превращают по крайней мере часть сероуглерода в другое соединение в пласте при завершении добычи из пласта нефти и/или газа; и
извлекают из пласта по крайней мере часть указанного другого соединения.

15. Способ по п.14, характеризующийся тем, что дополнительно извлекают сероуглерод из нефти и/или газа, если он там присутствует, и затем нагнетают по крайней мере часть извлеченного сероуглерода в пласт.

16. Способ по п.14, характеризующийся тем, что нагнетание сероуглеродного состава включает в себя нагнетание в пласт по крайней мере части указанного сероуглеродного состава в смеси с одним или более из следующих компонентов: углеводороды, сернистые соединения, отличные от сероуглерода, диоксид углерода; оксид углерода и их смеси.

17. Способ по п.14, характеризующийся тем, что дополнительно нагревают сероуглерод перед нагнетанием его в пласт или во время нахождения его в пласте.

18. Способ по п.14, характеризующийся тем, что сероуглерод нагнетают под давлением от 0 до 37000 кПа по отношению к начальному давлению в коллекторе, измеренному до начала нагнетания сероуглерода.

19. Способ по п.14, характеризующийся тем, что подземный пласт имеет проницаемость от 0,0001 до 15 дарси, например проницаемость от 0,001 до 1 дарси.

20. Способ по п.14, характеризующийся тем, что нефть, находящаяся в подземном пласте до нагнетания сероуглерода, содержит от 0,5 до 5% серы, например от 1 до 3%.

21. Способ по п.14, характеризующийся тем, что дополнительно перерабатывают по крайней мере часть добытой нефти и/или газа в материал, выбранный из следующей группы: моторные топлива, например бензин и дизельное топливо, отопительное топливо, смазочные материалы, химические реактивы и/или полимеры.

22. Способ по п.14, характеризующийся тем, что дополнительно:
нагнетают в пласт средство для ремедиации через вторую скважину в течение второго периода времени; и
добывают указанное другое соединение из пласта через первую скважину в течение второго периода времени.

23. Способ по п.22, характеризующийся тем, что средство для ремедиации содержит материал, выбранный из следующей группы: вода, вода и поверхностно-активное вещество, диоксид углерода, воздух и природный газ.

24. Способ по п.22, характеризующийся тем, что средство для ремедиации содержит воду и растворенный в воде полимер.

25. Способ по п.14, характеризующийся тем, что превращение по крайней мере части сероуглерода в другое соединение включает в себя нагнетание в пласт по меньшей мере одного из следующих веществ: водяной пар, вода и пероксид.

26. Способ по п.14, характеризующийся тем, что дополнительно нагнетают в пласт несмешивающийся состав для повышения нефтеотдачи через первую скважину в течение некоторого периода времени после первого периода времени с тем, чтобы продавливать через пласт сероуглерод.

27. Способ по п.14, характеризующийся тем, что добытые нефть и/или газ содержат сернистое соединение, причем дополнительно по крайней мере часть сернистого соединения перерабатывают в сероуглерод.

28. Способ по п.14, в котором указанное другое соединение содержит сероводород.