Система и способ добычи нефти и/или газа



Система и способ добычи нефти и/или газа
Система и способ добычи нефти и/или газа
Система и способ добычи нефти и/или газа
Система и способ добычи нефти и/или газа
Система и способ добычи нефти и/или газа
Система и способ добычи нефти и/или газа
Система и способ добычи нефти и/или газа

 


Владельцы патента RU 2494239:

ШЕЛЛ ИНТЕРНЭШНЛ РИСЕРЧ МААТСХАППИЙ Б.В. (NL)

Группа изобретений относится к добыче нефти и/или газа. Обеспечивает усовершенствование добычи из нефтегазоносных пластов. Сущность изобретения: система для добычи нефти и/или газа содержит устройство для ввода в пласт по меньшей мере части серосодержащего соединения, первое устройство для преобразования внутри пласта по меньшей мере части серосодержащего соединения в сероуглерод и/или сероокись углерода и второе устройство для преобразования внутри пласта по меньшей мере части сероуглерода и/или сероокиси углерода в другое соединение. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 7 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к системам и способам добычи нефти и/или газа.

Уровень техники

В настоящее время добываются существенные количества сернистого нефтяного таза, получаемого из газовых скважин, нефтяных скважин (в виде, например, попутного газа) и из пластов-коллекторов природного газа, инфицированных продуцирующими сероводород бактериями. Присутствие сероводорода и других серосодержащих соединений в топливе и других газах на протяжении длительного времени является предметом беспокойства как для потребителей, так и для производителей таких газов. Помимо коррозионного и других неблагоприятных воздействий, которые такие примеси оказывают на оборудование и процессы, при сжигании природного газа вследствие окисления серосодержащих соединений обычно образуются вредные выбросы. Образующиеся оксиды серы могут являться основным фактором загрязнения воздуха и могут оказывать вредное воздействие на окружающую среду. Соответственно, вводятся в действие все более и более строгие федеральные и местные нормативные положения, направленные на снижение или устранение сернистых выбросов, и параллельно имеется заинтересованность в эффективном удалении из природного газа и других подобных источников сероводорода, который является важным исходным веществом для вредных выбросов. Один из способов удаления сероводорода состоит в преобразовании его в предназначенную для дальнейшего хранения твердую серу. Вследствие экологических и эстетических соображений во многих странах в настоящее время создание таких запасов серы законодательно запрещено.

Для увеличения нефтеизвлечения в месторождениях по всему миру могут применяться способы повышения нефтеотдачи. Существуют три основных типа способов повышения нефтеотдачи: тепловой, химический/полимерный и нагнетание в пласт газа, которые могут использоваться для повышения извлечения нефти из нефтеносного пласта помимо того, что может быть достигнуто обычными способами, которые могут увеличивать продолжительность эксплуатации месторождения и повышать коэффициент нефтеотдачи.

Термический способ повышения нефтеотдачи осуществляют посредством подведения тепла к нефтеносному пласту. Наиболее широко применяемой его формой является вытеснение паром, когда происходит снижение вязкость нефти, чтобы она могла перетекать к добывающим скважинам. Нагнетание в пласт растворов химических реагентов увеличивает нефтеотдачу вследствие ослабления капиллярных сил, удерживающих остаточную нефть. Нагнетание в пласт растворов полимеров улучшает эффективность вытеснения закачиваемой в пласт водой. Нагнетание в пласт смешивающегося газа осуществляется способом, подобным нагнетанию химических реагентов. Защемленная остаточная нефть может быть извлечена закачиванием жидкости, способной смешиваться с нефтью.

На фиг.1 показана известная система 100, которая содержит подземные пласты 102, 104, 106 и 108. На поверхности расположено оборудование и устройства 110 для ведения добычи. Скважина 112 пересекает пласты 102 и 104 и завершается в пласте 106. Позицией 114 обозначен участок пласта 106. Нефть и газ добываются из пласта 106 и через скважину 112 поступают к оборудованию и устройствам 110 для добычи. Газ и жидкость отделяются друг от друга, газ запасается в газохранилище 116, а жидкость запасается в хранилище 118 для жидкостей. Газ в газохранилище 116 может содержать сероводород, который должен быть переработан, перемещен, отделен или направлен на хранение.

В документе US 2006/0254769 описана система, содержащая устройство для извлечения нефти и/или газа из подземного пласта, при этом нефть и/или газ содержат одно или несколько серосодержащих соединений; устройство для преобразования по меньшей мере части серосодержащих соединений из извлеченных нефти и/или газа в сероуглерод; и устройство для выпуска по меньшей мере части сероуглерода в пласт. Документ US 2006/0254769 полностью включен в данное описание посредством ссылки.

Существует потребность в усовершенствованных системах и способах переработки, транспортировки, удаления или хранения присутствующего в жидкости: и/или газе сероводорода. Существует потребность в усовершенствованных системах и способах переработки, транспортировки, удаления или хранения серы из жидкости и/или газа. Кроме того, имеется необходимость в улучшенных системах и способах для повышения нефтеотдачи. Также имеется необходимость в улучшенных системах и способах для повышения нефтеотдачи с применением серосодержащего соединения, например, для снижения вязкости, оказания химического воздействия и нагнетания в пласт смешивающихся жидкостей. Кроме того, имеется необходимость в улучшенных: системах и способах приготовления серосодержащих веществ для повышения нефтеотдачи.

Помимо этого, сероуглерод является обычным реактивом, область применения которого простирается от использования в качестве технического растворителя для производства искусственного шелка до сырья для выпуска сельскохозяйственных инсектицидов. Процесс производства сероуглерода включает закупку и транспортировку как твердой серы, так и природного газа (или другого источника углерода) к производственным участкам (часто на большие расстояния) и обеспечивает получение сероуглерода очень высокой чистоты. Эти два фактора: высокие затраты на приобретение и транспортировку, а также высокая чистота конечного продукта - приводят к относительно высокой себестоимости производства сероуглерода. Производственный процесс преобразования высокосернистого газа в твердую серу включает использование установки для рекуперации растворов, чтобы вначале отделить от потока природного газа сероводород, другие серосодержащие соединения и примеси, такие как диоксид углерода, а затем использование установки Клауса для преобразования сероводорода в серу, которой затем перед транспортировкой дают затвердеть или которую перемещают в виде жидкости. С другой стороны, технологический процесс производства сероуглерода влечет нагревание, плавление и испарение твердой или жидкой серы и реагирование ее паров с нагретым природным газом или другим источником углерода.

Существует потребность в улучшенных системах и способах производства сероуглерода. Имеется необходимость в усовершенствованных системах и способах, обеспечивающих более энергоэффективное производство сероуглерода. Существует потребность в улучшенных системах и способах для извлечения сероуглерода из нефтегазоносных пластов при осуществлении способа повышения нефтеотдачи.

Раскрытие изобретения

Одним объектом изобретения является система для добычи нефти и/или газа, содержащая устройство для введения в пласт по меньшей мере части серосодержащего соединения, первое устройство для преобразования внутри пласта по меньшей мере части серосодержащего соединения в сероуглерод и/или сероокись углерода; и второе устройство для преобразования внутри пласта по меньшей мере части сероуглерода и/или сероокиси углерода в другое соединение.

Другим объектом изобретения является способ добычи нефти и/или газа, включающий ввод серосодержащего соединения в пласт; преобразование внутри пласта по меньшей мере части серосодержащего соединения в сероуглерод и/или сероокись углерода; и преобразование внутри пласта по меньшей мере части сероуглерода и/или сероокиси углерода в другое соединение.

Изобретение позволяет получить следующие преимущества:

- улучшение систем и способов удаления сероводорода, серы и/или других соединений на основе серы;

- улучшение систем и способов повышенного извлечения углеводородов из пласта с помощью сероуглерода;

- улучшение систем и способов повышенного извлечения углеводородов из пласта с помощью жидкости, содержащей сероуглерод;

- улучшение систем и способов получения сероуглерода;

- улучшение содержащих сероуглерод смесей для вторичного извлечения углеводородов;

- усовершенствование систем и способов переработки, транспортировки, удаления или хранения серосодержащих соединений из жидкости и/или газа;

- улучшение систем и способов увеличения нефтеотдачи пласта;

- улучшение систем и способов увеличения нефтеотдачи пласта с помощью серосодержащего соединения;

- улучшение систем и способов увеличения нефтеотдачи пласта с помощью серосодержащего соединения;

- улучшение систем и способов извлечения сероуглерода из пласта при осуществлении способа повышения нефтеотдачи.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 показана система для добычи газа и/или нефти;

на фиг.2 - способ добычи газа и/или нефти;

на фиг.3а-3d - системы для добычи газа и/или нефти;

на фиг.4 - способ получения сероуглерода.

Осуществление изобретения

На фиг.2 показан один из варинатов осуществления способа А добычи нефти и/или газа, который включает введение серосодержащих соединений. Способ А включает этап 1, на котором в пласт могут быть введены сера и/или серосодержащее соединение. На этапе 2 по меньшей мере часть серосодержащего соединения преобразуется внутри пласта в сероуглерод и/или сероокись углерода. На этапе 3 нефть и/или газ отделяются от сероуглерода и/или сероокиси углерода, нефть извлекается из подземного пласта, а сероуглерод и/или сероокись углерода преобразуются внутри пласта в другое соединение.

Ввод серосодержащего соединения в подземный пласт на этапе 1 может быть осуществлен любым известным способом. Подходящим способом может быть способ, включающий закачивание элементарной серы в жидком и/или парообразном состоянии в проходящие через пласт вертикальные и горизонтальные скважины, или другой известный способ закачивания в пласт жидкостей и газов. Выбор способа, используемого для ввода серосодержащего соединения в подземный пласт, критическим не является.

В некоторых вариантах осуществления изобретения серосодержащее соединение может включать элементарную серу, сероводород, меркаптаны, сульфиды и дисульфиды, кроме дисульфида водорода, или гетероциклические серосодержащие соединения, например, тиофены, бензотиофены, или замещенные дибензотиофены с конденсированными ядрами, или их смеси.

Ввод по меньшей мере части серосодержащего соединения и/или других жидкостей и/или газов может быть осуществлен любым известным способом. Одним из подходящих способов может быть закачка серосодержащего соединения в единственный трубопровод единственной скважины, обеспечение впитывания серосодержащего соединения и последующую откачку по меньшей мере части газов и/или жидкостей. Другой подходящий способ включает закачку серосодержащего соединения в первый трубопровод единственной скважины и откачку по меньшей мере части газов и/или жидкостей через второй трубопровод единственной скважины. Еще один подходящий способ включает закачку серосодержащего соединения в первую скважину и откачку по меньшей мере части газов и/или жидкостей через вторую скважину. Выбор способа, применяемого для закачки по меньшей мере части серосодержащего соединения и/или других жидкостей и/или газов, критическим не является.

Серосодержащее соединение и/или другие жидкости и/или газы могут быть оставлены в пласте для впитывания на время примерно от 1 часа до 15 дней, например, примерно от 5 до 50 часов.

В некоторых вариантах осуществления изобретения серосодержащее соединение и/или другие жидкости и/или газы могут быть закачаны в пласт под давлением, превышающим давление гидравлического разрыва пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения серосодержащее соединение или серосодержащее соединение, смешанное с другими компонентами, может быть растворимым в нефти (или: других жидкостях) и/или газах в пласте. В некоторых вариантах осуществления изобретения серосодержащее соединение или серосодержащее соединение, смешанное с; другими компонентами, может быть нерастворимым в нефти и/или газе в пласте. В некоторых вариантах осуществления изобретения серосодержащее соединение перед закачкой в пласт может быть нагрето для снижения вязкости жидкостей в пласте, например, тяжелых нефтей, парафинов, асфальтенов и т.д.

В некоторых вариантах осуществления изобретения серосодержащее соединение с помощью нагретой жидкости или нагревательного устройства может быть нагрето и/или доведено до кипения во время его нахождения внутри пласта для снижения вязкости жидкостей в пласте. В некоторых вариантах осуществления изобретения могут использоваться нагретая вода и/или пар для нагревания и/или испарения серосодержащего соединения в пласте. Как вариант, пар или горячая вода. используемые в качестве теплоносителя для нагревания серосодержащего соединения, могут быть заменены жидкостью неводной природы, например, тяжелым ароматическим растворителем, который может обладать собственным растворяющим действием на углеводороды нефтеносного пласта.

В некоторых вариантах осуществления изобретения в дополнение к закачке в пласт серосодержащего соединения в пласт также могут вводиться один или несколько катализаторов (например, в виде жидкой массы или суспензии), кислород или кислородосодержащий газ и один или несколько углеводородов. Подходящие катализаторы, газы и углеводороды, которые могут применяться при проведении реакций внутри пласта, описаны ниже в отношении этапа 2.

На этапе 2 преобразование по меньшей мере части серосодержащего соединения в сероуглерод и/или сероокись углерода может быть осуществлено любым известным способом. Подходящие способы могут включать реакцию окисления серосодержащего соединения с образованием серы и/или диоксида серы и образование сероуглерода при реакции серы и/или диоксида серы с углеродом и/или углеродосодержащим соединением. Выбор способа, применяемого для преобразования по меньшей мере части серосодержащего соединения в сероуглерод, критическим не является.

В некоторых вариантах осуществления изобретения сероуглерод и/или сероокись углерода может включать сероуглерод, сероокись углерода и/или производные сероуглерода, например, тиокарбонаты, ксантогенаты и их смеси. Возможно использование одного или нескольких из следующих веществ: сероводород, сера, диоксид углерода, углеводороды и их смеси.

В некоторых вариантах осуществления изобретения под сероуглеродом понимается соединение, в котором мольное отношение содержания сероуглерода к содержанию сероокиси углерода превышает примерно 1.

В некоторых вариантах осуществления изобретения под сероокисью углерода понимается соединение, в котором мольное отношение содержания сероуглерода к: содержанию сероокиси углерода не превышает примерно 1.

В некоторых вариантах осуществления изобретения сероуглерод и сероокись углерода, такие как определены выше, могут быть взаимозаменяемыми. Например, там, где ниже описаны получение, хранение и/или применение сероуглерода, сероуглерод может быть заменен сероокисью углерода.

В некоторых вариантах осуществления изобретения при получении сероуглерода и/или сероокиси углерода подвод серосодержащего соединения может осуществляться, например, непосредственной закачкой в пласт.

В некоторых вариантах осуществления изобретения, как это описано далее, серосодержащее соединение может быть преобразовано в диоксид серы и/или серу реакцией окисления, например, способом Клауса, каталитической реакцией избирательного окисления или реакцией с металлом.

В некоторых вариантах осуществления изобретения реакция окисления может включать взаимодействие в реакционной зоне серосодержащего соединения с кислородосодержащим газом с целью получения среди других компонентов диоксида серы и/или серы.

В некоторых вариантах осуществления изобретения кислородосодержащий газ может быть кислородом, воздухом или воздухом, обогащенным или обедненным кислородом.

В некоторых вариантах осуществления изобретения серосодержащее соединение может быть подвергнуто окислению в присутствии катализатора. Подходящие катализаторы могут присутствовать внутри пласта или являться его частью, включая минеральные соединения таких элементов, как алюминий, сурьма, барий, висмут, кальций, церий, хром, кобальт, медь, галлий, германий, гафний, иридий, железо;, лантан, свинец, магний, марганец, молибден, неодим, никель, ниобий, осмий, палладий, платина, празеодим, рений, родий, рутений, самарий, скандий, кремний, серебро, тантал, олово, титан, вольфрам, ванадий, иттрий, цинк, цирконий, включая оксиды, сульфиды или карбиды этих элементов, и/или комбинации или смеси двух или более из вышеприведенных элементов.

В некоторых вариантах осуществления изобретения в пласт могут добавляться подходящие катализаторы или их предшественники. Способ доставки, подходящий для добавления предшественников катализатора в пласт, включает закачивание в пласт флюида, содержащего предшественник катализатора. Предшественник катализатора: может быть частью закачиваемого флюида, который является жидкостью, раствором, жидкой массой или газом. Подходящие предшественники катализатора могут содержать: такие элементы, как титан, ванадий, хром, марганец, железо, кобальт, никель, медь, цирконий, ниобий, молибден или их смеси. Подходящие газообразные предшественники катализатора могут быть соединениями вышеприведенных элементов, такими как галоидные соединения и карбонилы или их смеси. Подходящие жидкости включают солевые расплавы карбонатов, гидроксидов и/или галогенидов, или их смеси, такие как эвтектические расплавы. Подходящие растворы могут быть водными растворами водорастворимых солей вышеприведенных элементов, таких как нитраты, сульфаты и галогениды.

В некоторых вариантах осуществления изобретения реакция окисления может происходить в пласте в реакционной зоне, имеющей температуру примерно менее 500°С, например, примерно от 150 до 500°С, или примерно от 200 до 300°С, или температуру, превышающую температуру конденсации серы для данных условий, чтобы сера не конденсировалась на катализаторе или в реакционной зоне.

В некоторых вариантах осуществления изобретения реакция окисления может происходить в пласте в реакционной зоне, находящейся под давлением примерно от 100 до 1000 кПа, например, примерно от 200 до 500 кПа (абсолютное давление).

В некоторых вариантах осуществления изобретения серосодеражащее соединение может быть преобразовано в серу и/или диоксид серы, причем подходящие для этого способы описаны в документах US 2004/0096381, US 2004/0022721, US 2004/0159583, US 2003/0194366, US 2001/0008619, US 2002/0134706, US 2004/0096381, US 2004/0022721, US 2004/0159583 и US 2001/0008619, которые полностью включены в данное описание посредством ссылки.

Сероокись углерода или сероуглерод могут быть получены в реакционной зоне в пласте при взаимодействии серы и/или диоксида серы с углеродом или углеродосодержащим соединением.

В некоторых вариантах осуществления изобретения углеродосодержащее соединение содержит углерод в любой форме, например, в виде графита, угля, активированного угля, монооксида углерода, углеводородов, например, природного газа, метана, этана, пропана или более тяжелых углеводородов, таких как тяжелая нефть, гудрон, гудронный песок, сланцы, асфальтены и/или битум.

В некоторых вариантах осуществления изобретения сера и/или диоксид серы могут быть соединены с углеродосодержащим соединением при температурах примерно от 500 до 900°C, например, примерно от 550 до 700°C. В некоторых вариантах осуществления изобретения сера и/или диоксид серы могут быть соединены с углеродосодержащим соединением при давлении примерно от 100 до 500 кПа.

В некоторых вариантах осуществления изобретения сера и/или диоксид серы могут быть соединены с углеродосодержащим соединением в присутствии катализатора. Подходящие катализаторы включают алюмосиликатные катализаторы, например, такие, которые содержат от 2 до 10% по массе кремнезема, силикагеля, боксита, активированного оксида алюминия и в общем случае глины тех типов, которые являются эффективными в удалении обусловливающих цветность веществ и смолообразующих веществ из нефтяных масел. Катализаторы могут дополнительно содержать одно или несколько веществ из ванадия, ниобия, тантала, хрома, молибдена, вольфрама, марганца, технеция, рения, железа, рутения, осмия, кобальта, родия, иридия, никеля, палладия и/или платины в их элементарной форме, в виде соединений металлов или в виде оксидов и сульфидов. Например, в качестве ускорителей могут быть применены оксиды и сульфиды железа, ванадия, хрома, молибдена и марганца в комбинации с катализаторами на силикагеле, фуллеровой земле и/или активированном оксиде алюминия.

В некоторых вариантах осуществления изобретения сероуглерод может быть получен при взаимодействии углерода с серой. Углерод может быть получен из углеводородов внутри пласта, таких как природный газ, сырая нефть, тяжелая нефть, сланец, гудронные пески, гудрон, асфальт, битум и/или другие углеводороды внутри пласта. Сера может взаимодействовать с углеродом для получения сероуглерода, причем для этой реакции сера может применяться, например, в жидком или парообразном виде.

В некоторых вариантах осуществления изобретения сера и/или диоксид серы и углеродосодержащее соединение могут быть преобразованы в сероуглерод, причем пригодные для этого способы описаны в документах US 4963340, US 2636810, US 3927185, US 4057613 и US 4822938 и US 2004/0146450, которые полностью включены в данное описание посредством ссылки.

Один из подходящих способов преобразования жидкой серы и углеводорода в сероуглерод в отсутствии кислорода описан в документе WO 2007/131976, который полностью включен в данное описание посредством ссылки.

Другой подходящий способ преобразования жидкой серы и углеводорода в сероуглерод в присутствии кислорода описан в документе WO 2007/131977, который полностью включен в данное описание посредством ссылки.

Как отмечено выше, вступающие в реакцию реагенты и/или катализаторы для преобразования серосодержащего соединения в сероуглерод и/или сероокись углерода могут быть найдены внутри пласта или могут быть введены в пласт.

На этапе 3 отделение нефти и/или газа от сероуглерода и/или сероокиси углерода может быть осуществлено любым известным способом. Подходящие способы включают выпаривание сероуглерода и/или сероокиси углерода при увеличении температуры нефтяной смеси. В результате этого температура планируемой для добычи нефти повышается, увеличивается ее текучесть и снижается вязкость. Температура смеси может быть поднята закачиванием пара или горячей воды, применением местных нагревательных устройств или закачиванием других горячих материалов в жидком или газообразном состоянии.

Другой подходящий способ разделения нефтяной смеси состоит в гидролизе сероокиси углерода и/или сероуглерода. Это может быть осуществлено закачиванием пара и/или горячей воды с приведением их в контакт с нефтяной смесью. В результате этого температура нефти повышается, увеличивается ее текучесть и снижается вязкость. В некоторых вариантах осуществления изобретения пар и/или горячая вода могут иметь основной или щелочной характер в результате добавления к воде или пару, например, аминов, или аммиака, или других оснований.

Другой подходящий способ разделения нефтяной смеси состоит в окислении сероокиси углерода и/или сероуглерода. Это может быть осуществлено закачиванием кислорода, воздуха или других кислородосодержащих газов с приведением их в контакт с нефтяной смесью. В результате этого температура нефти повышается, увеличивается ее текучесть и снижается вязкость.

Еще одним подходящим способом разделения нефтяной смеси является десорбция сероуглерода и/или сероокиси углерода из нефти. Это может быть осуществлено закачиванием азота или других подходящих поглотительных газов или жидкостей с приведением их в контакт с нефтяной смесью. Это ведет к получению нефти, пригодной для добычи.

Извлечение нефти и/или газа из подземного пласта может быть осуществлено любым известным способом. Подходящие способы включают подводную добычу, наземную добычу, добычу первичными, вторичными или третичными методами. Выбор способа, используемого для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, критическим не является.

В одном из вариантов осуществления изобретения нефть и/или газ могут быть извлечены из пласта в скважину и перекачаны через скважину и трубопровод к промысловым сооружениям и оборудованию. В некоторых вариантах осуществления изобретения для увеличения потока нефти и/или газа из пласта может использоваться повышение нефтеотдачи с применением таких веществ, как, например, пар, вода, сурфактант, полимерное заводнение и/или способствующее смешиванию вещество, такое как сероуглерод.

Весь присутствующий в пласте сероуглерод и/или сероокись углерода во время его нахождения внутри пласта может быть преобразован в другое соединение любым подходящим способом. Выбор способа для преобразования сероуглерода и/или сероокиси углерода критическим не является. Подходящие описанные ниже способы преобразования сероуглерода и/или сероокиси углерода включают образование сероводорода и окисление.

Далее описано образование сероводорода.

В одном примере смешиваемый растворитель может включать сероокись углерода и/или сероуглерод. Сероуглерод может быть подвергнут гидролизу внутри пласта с образованием сероводорода и/или сероокиси углерода, например, при реакции с водой и/или паром. Для катализирования реакции преобразования сероуглерода в сероводород в пласт могут вводиться один или несколько катализаторов, таких как оксид алюминия и/или двуокись титана, например, в виде раствора, в порошкообразной форме или в виде суспензии в воде или в других жидкостях.

Сероуглерод может быть подвергнут гидролизу с образованием сероводорода и/или сероокиси углерода с помощью любой реакции или устройства. Выбор реакции или устройства критическим не является. В одном из подходящих устройств, с помощью которого сероуглерод подвергается гидролизу с образованием сероводорода, реализуется известная реакция:

Далее сероуглерод может быть подвергнут гидролизу внутри пласта с образованием диоксида углерода и сероводорода, например, при реакции с водой или паром.

Сероокись углерода может быть подвергнута гидролизу с образованием сероводорода и диоксида углерода посредством любой реакции или устройства. Выбор реакции или устройства критическим не является. В одном из подходящих устройств, с помощью которого сероокись углерода подвергается гидролизу с образованием сероводорода, реализуется известная реакция:

Сероводород может быть затем извлечен из одной или нескольких скважин. Для извлечения сероводорода из пласта с целью содействия извлечению сероводорода из скважины, в пласт могут вводиться вода, воздух, диоксид углерода или одна или несколько других жидкостей или газов, или восстанавливающих состояние среды веществ.

Далее описаны реакции окисления.

В одном примере смешиваемый растворитель может включать спирт и/или углеводород, такой как природный газ, пропан, бутан и/или пентан. Смешиваемый растворитель может быстро окисляться на месте внутри пласта, давая в основном воду и диоксид углерода, посредством подведения, например, кислорода, пара, пероксидов и/или теплоты.

В другом примере смешиваемый растворитель может включать сероуглерод. Сероуглерод может сгорать или окисляться внутри пласта с образованием диоксида серы и/или диоксида углерода, например, путем добавления кислорода и/или пероксидов с возможным подведение теплоты для начала и/или ускорения реакции.

Сероуглерод может быть окислен с помощью любой реакции или устройства. Выбор реакции или устройства критическим не является. В одном из подходящих устройств, с помощью которого сероуглерод окисляется с образованием диоксида серы, реализуется известная реакция:

Диоксид серы может быть затем извлечен из одной или нескольких скважин. Чтобы извлечь диоксид серы из пласта с целью содействия извлечению диоксида серы из скважины, в пласт могут вводиться вода, воздух, диоксид углерода или одна или несколько других жидкостей или газов, или восстанавливающих состояние среды веществ.

На фиг.3а показана система 200 согласно единому из вариантов осуществления изобретения. Система 200 содержит подземные пласты 202, 204, 206 и 208. На поверхности расположены оборудование и устройства 210 для ведения добычи. Скважина 212 пересекает пласты 202 и 204 и имеет отверстия в пласте 206. Участки 214 пласта 206 могут быть раздроблены и/или пробурены. Нефть и газ из пласта 206 поступают на участки 214, в скважину 212 и направляются к оборудованию и устройствам 210 для добычи. Затем на оборудовании и устройствах для ведения добычи газ может быть отделен и направлен на переработку 216, а жидкость отправлена в хранилище 218 для жидкостей. Оборудование и устройства для ведения добычи также содержат хранилище 230 для сероуглерода. Сероуглерод, сероводород и/или другие серосодержащие соединения, извлекаемые из скважины 212, могут быть направлены на производство 230 сероуглерода. Серосодержащее соединение закачивается в скважину 212, что показано направленной вниз стрелкой, и нагнетается в пласт 206, преобразуется в сероуглерод и затем отделяется, а полученные нефть и газ через скважину 212 направляются обратно к оборудованию и устройствам 210 для ведения добычи.

На фиг.3b и 3c показана система 200 согласно другим вариантам осуществления изобретения. Система 200 содержит подземные пласты 202, 204, 206 и 208. На поверхности расположено оборудование и устройства 210 для ведения добычи. Скважина 212 пересекает пласты 202 и 204 и имеет отверстия в пласте 206. Участки 214 пласта 206 могут быть раздроблены и/или пробурены. В ходе первичной разработки нефть и газ из пласта 206 поступают на участки 214, в скважину 212 и направляются к оборудованию и устройствам 210 для добычи. Затем на оборудовании и устройствах для ведения добычи газ отделяется и направляется на переработку 216, а жидкость отправляется в хранилище 218 для жидкостей. Оборудование и устройства для ведения добычи также содержат хранилище 230 для сероуглерода. Сероуглерод, сероводород и/или другие серосодержащие соединения могут быть отделены от нефти и/или газа внутри пласта до поступления нефти и/или газа в скважину 212. Как показано на фиг.3b, серосодержащее соединение, другие жидкости, газы и/или катализаторы могут закачиваться в скважину 212, что показано направленной вниз стрелкой, и нагнетаться в пласт 206. Серосодержащее соединение может быть оставлено для впитывания в пласт на время примерно от 1 часа до 15 дней, например, примерно от 5 до 50 часов, чтобы оно могло прореагировать с углеводородами для образования сероуглерода. После периода впитывания/прохождения реакции, как показано на фиг.3c, сероуглерод отделяется от нефти и/или газа, а затем полученные нефть и/или газ через скважину 212 направляются обратно к оборудованию и устройствам 210 для ведения добычи.

В некоторых вариантах осуществления изобретения серосодержащее соединение может закачиваться в пласт 206 под давлением, превышающим давление гидроразрыва пласта и составляющим, например, от 120% до 200% величины давления гидроразрыва пласта.

Серосодержащее соединение может быть закачано в пласт 206 при температуре примерно от 200 до 1000°C, например, примерно от 400 до 800°C или примерно от 500 до 700°C.

Серосодержащее соединение может закачиваться в пласт 206 под давлением примерно от 2 до 200 бар, например, примерно от 3 до 100 бар или примерно от 5 до 50 бар.

На фиг.3d показана система 300 согласно еще одному варианту осуществления изобретения. Система 300 содержит подземные пласты 302, 304, 306 и 308. На поверхности расположено оборудование и устройства 310 для ведения добычи. Скважина 312 пересекает пласты 302 и 304 и имеет отверстия в пласте 306. Участки 314 пласта 306 могут быть раздроблены и/или пробурены. Добываемые из пласта 306 нефть и газ поступают на участки 314 и направляются вверх по скважине 312 к оборудованию и устройствам 310 для добычи. Газ и жидкость могут разделяться, и газ может быть направлен в газохранилище 316, а жидкость отправлена в хранилище 318 для жидкостей. Оборудование и устройства 310 для ведения добычи способны хранить и/или производить сероуглерод, который может быть получен и запасен при производстве 330 сероуглерода. Сероуглерод, сероводород и/или другие серосодержащие соединения могут быть отделены от нефти и/или газа до поступления нефти и/или газа в скважину 312. Сероуглерод может быть также преобразован в другое химическое соединение внутри пласта так, как это описано выше.

Серосодержащее соединение и возможно другие жидкости, газы и/или катализаторы закачиваются через скважину 332 вниз к участкам 334 пласта 306. Серосодержащее соединение перемещается через пласт 306 и вступает в реакцию с одним: или несколькими углеводородами для получения сероуглерода и/или сероокиси углерода, используемых для содействия добыче нефти и газа, а затем сероуглерод и нефть и/или газ разделяются, и нефть и/или газ могут быть извлечены через скважину 312 и направлены к оборудованию и сооружениям 310 для добычи. Сероуглерод может быть затем преобразован внутри пласта, например, кипячением или гидролизом сероуглерода, или введением его в химическую реакцию, после чего преобразованный сероуглерод остается в пласте. В некоторых вариантах осуществления изобретения сероуглерод или сероуглерод, смешанный с другими компонентами, может быть способен к смешиванию с нефтью и/или газом в пласте 306.

В некоторых вариантах осуществления изобретения сероуглерод или сероуглерод, смешанный с другими компонентами, может быть смешан с нефтью и/или газом в пласте 306 для образования способной к смешиванию смеси. Затем смесь может быть отделена, а нефть и/или газ направлены в скважину 312.

В некоторых вариантах осуществления изобретения сероуглерод или сероуглерод, смешанный с другими компонентами, могут не смешиваться с нефтью и/или газом в пласте 306, чтобы сероуглерод или сероуглерод, смешанный с другими компонентами, продвигался через пласт 306 в качестве поршня, проталкивающего нефть и/или газ к скважине 312. В некоторых вариантах осуществления изобретения в скважину 332 может быть закачано некоторое количество сероуглерода или сероуглерода, смешанного с другими компонентами, сопровождаемое другим компонентом для проталкивания сероуглерода или сероуглерода, смешанного с другими компонентами, через пласт 306, например, воздухом; водой в газообразной или жидкой форме; водой, смешанной с одной или несколькими солями, полимерами и/или сурфактантами; диоксидом углерода; другими газами; другими жидкостями и/или их смесями.

На фиг.4 показано получение 430 сероуглерода согласно одному из вариантов осуществления изобретения. На вход для получения 430 сероуглерода подается сероводород и/или другие серосодержащие соединения. Сероводород может быть преобразован в диоксид серы реакцией 432 окисления. Сероводород и диоксид серы могут быть преобразованы в серу на этапе 434. Для получения сероуглерода на этапе 436 сера может быть соединена с углеродосодержащим соединением. На выходе могут быть сероуглерод и сероводород, полученные на этапе 436. Продуктом этапа 430 производства сероуглерода могут быть сероуглерод и/или смесь, содержащая сероуглерод.

Далее описаны альтернативные варианты осуществления изобретения.

В некоторых вариантах осуществления изобретения могут растворяться в воде получаемые из сероуглерода соли, при этом образующийся раствор закачивается в пласты 206 и/или 306. Растворенные сероуглероды могут разлагаться, приводя к образованию в пластах 206 и/или 306 сероуглерода. В некоторых вариантах осуществления изобретения добываемые из скважин 212 и/или 312 газ и жидкость могут быть подвергнуты разделению, например, с помощью сепараторного устройства или на центрифуге, или другими известными способами. Часть газа может быть направлена на производство 230 и/или 330 сероуглерода.

В некоторых вариантах осуществления изобретения все компоненты системы 200 и/или системы 300 могут находиться в пределах около 10 км друг от друга, например, около 5, 3 или 1 км.

В некоторых вариантах осуществления изобретения нефть и/или газ, добытые из скважин 212 и/или 312, могут транспортироваться к установкам подготовки нефти и/или к нефтеперерабатывающим установкам. Нефть и/или газ могут быть подвергнуты переработке для получения товарных продуктов, таких как транспортные топлива, например, бензин и дизельное топливо, горючее для отопительных целей, смазочные вещества, химические вещества и/или полимеры. Переработка может включать дистилляцию и/или фракционную перегонку нефти и/или газа для получения одной или нескольких фракций дистиллята. В некоторых вариантах осуществления изобретения нефть и/или газ, и/или одна или несколько фракций дистиллята могут быть подвергнуты обработке одним или несколькими из следующих способов: каталитический крекинг, гидрокрекинг, гидроочистка, коксование, термический крекинг, дистилляция, риформинг, полимеризация, изомеризация, алкилирование, смешивание и депарафинизация.

Следует отметить, что любой из вариантов завершения этапа 1 может объединяться с любым вариантом завершения этапа 2, который может объединяться с любым вариантом завершения этапа 3.

Выбор способа завершения любого из этапов 1-3 критическим не является.

Далее описаны иллюстративные варианты осуществления изобретения.

Система для добычи нефти и/или газа согласно одному варианту осуществления изобретения содержит устройство для ввода в пласт по меньшей мере части серосодержащего соединения; первое устройство для преобразования по меньшей мере части серосодержащего соединения в сероуглерод и/или сероокись углерода, при этом первое устройство предназначено для осуществления преобразования внутри пласта; и второе устройство для преобразования по меньшей мере части сероуглерода и/или сероокиси углерода в другое соединение, при этом второе устройство предназначено для осуществления преобразование внутри пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения система также содержит устройство для извлечения нефти и/или газа из пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения устройство для извлечения содержит скважину в подземном пласте, а также оборудование и устройства для добычи, расположенные в надземной части скважины. В некоторых вариантах осуществления изобретения устройство для извлечения содержит первую скважину, пробуренную в подземном пласте для добычи нефти и/или газа, а также оборудование и устройства для добычи, расположенные в надземной части скважины; и/или устройство для ввода серосодержащего соединения содержит вторую скважину в подземном пласте для ввода в пласт серосодержащего соединения. В некоторых вариантах осуществления изобретения система также содержит устройство для закачки в пласт сероуглерода и/или сероокиси углерода. В некоторых вариантах осуществления изобретения система также содержит устройство для закачки в пласт катализатора. В некоторых вариантах осуществления изобретения устройство для ввода по меньшей мере части серосодержащего соединения дополнительно содержит нагревательное устройство, предназначенное для нагревания серосодержащего соединения. В некоторых вариантах осуществления изобретения система также содержит нагревательное устройство внутри пласта, предназначенное для нагревания по меньшей мере одного из серосодержащего соединения, нефти и/или газа. В некоторых вариантах осуществления изобретения система также содержит сепараторное устройство внутри пласта, предназначенное для отделения сероуглерода и/или сероокиси углерода от других жидкостей внутри пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения система также содержит устройство, предназначенное для преобразования отделенного сероуглерода и/или полученной сероокиси углерода в другое соединение внутри пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения устройство для осуществления преобразования содержит устройство для получения сероводорода и/или устройство для осуществления окисления.

Способ добычи нефти и/или газа согласно изобретению включает ввод серосодержащего соединения в пласт; преобразование внутри пласта по меньшей мере части серосодержащего соединения в сероуглерод и/или сероокись углерода; и преобразование внутри пласта по меньшей мере части сероуглерода и/или сероокиси углерода в другое соединение. В некоторых вариантах осуществления изобретения способ также включает извлечение нефти и/или газа из подземного пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения нефть и/или газ содержат серосодержащее соединение. В некоторых вариантах осуществления изобретения способ также включает отделение сероуглерода и/или сероокиси углерода от нефти и/или газа внутри пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения способ также включает нагревание серосодержащего соединения до закачки серосодержащего соединения в пласт или во время его нахождения внутри пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения преобразование серосодержащего соединения в сероуглерод включает химическое взаимодействие внутри пласта по меньшей мере части серосодержащего соединения с углеводородом для образования сероуглерода. В некоторых вариантах осуществления изобретения способ также включает закачку в пласт другого вещества, выбираемого из группы, состоящей из воздуха, кислорода, воды в форме жидкости и/или пара, одного или нескольких катализаторов и/или их смеси. В некоторых вариантах осуществления изобретения серосодержащее соединение закачивают под давлением, на величину от 0 до 37000 кПа превышающим начальное давление в продуктивном пласте, измеренное до начала закачки серосодержащего соединения. В некоторых вариантах осуществления изобретения вся нефть, присутствующая в подземном пласте до закачки серосодержащего соединения, имеет вязкость от 0,14 сП до 6 миллионов сП, например, вязкость от 0,3 сП до 30000 сП или от 5 сП до 5000 сП. В некоторых вариантах осуществления изобретения проницаемость подземного пласта составляет от 0,0001 до 15 Дарси, например, проницаемость может быть от 0,001 до 1 Дарси. В некоторых вариантах осуществления изобретения способ также включает преобразование по меньшей мере части извлеченной из пласта нефти и/или газа в вещство, выбранное из группы, состоящей из транспортного топлива, такого как бензин и дизельное топливо, горючего для отопительных целей, смазочных веществ, химических веществ и/или полимеров.

Специалисту в данной области техники очевидно, что в контексте раскрытых вариантов осуществления изобретения возможно множество модификаций и изменений конфигураций, веществ и способов без отступления от их сущности и объема. Соответственно, объем изобретения и функциональные эквиваленты признаков, содержащихся в формуле изобретения, не следует воспринимать как ограничиваемые конкретными описанными и поясняемыми здесь вариантами осуществления изобретения, поскольку они приведены лишь в качестве примера.

1. Система для добычи нефти и/или газа, содержащая устройство для ввода в пласт по меньшей мере части серосодержащего соединения, первое устройство для преобразования внутри пласта по меньшей мере части серосодержащего соединения в сероуглерод и/или сероокись углерода и второе устройство для преобразования внутри пласта по меньшей мере части сероуглерода и/или сероокиси углерода в другое соединение.

2. Система по п.1, дополнительно содержащая устройство для извлечения нефти и/или газа из пласта.

3. Система по п.2, в которой устройство для извлечения содержит скважину в подземном пласте, а также оборудование и устройства для добычи, расположенные в надземной части скважины.

4. Система по п.2, в которой устройство для извлечения содержит первую скважину, пробуренную в подземном пласте для добычи нефти и/или газа, а также оборудование и устройства для добычи, расположенные в надземной части скважины, а устройство для ввода серосодержащего соединения содержит вторую скважину в подземном пласте для ввода в пласт серосодержащего соединения.

5. Система по любому из пп.1-4, дополнительно содержащая устройство для закачки в пласт сероуглерода и/или сероокиси углерода.

6. Система по любому из пп.1-4, дополнительно содержащая устройство для закачки в пласт катализатора.

7. Система по любому из пп.1-4, в которой устройство для ввода по меньшей мере части серосодержащего соединения дополнительно содержит нагревательное устройство для нагревания серосодержащего соединения.

8. Система по любому из пп.1-4, дополнительно содержащая нагревательное устройство, расположенное внутри пласта и предназначенное для нагревания по меньшей мере одного из серосодержащего соединения, нефти и/или газа.

9. Система по любому из пп.1-4, дополнительно содержащая сепараторное устройство, расположенное внутри пласта и предназначенное для отделения сероуглерода и/или сероокиси углерода от других жидкостей внутри пласта.

10. Система по п.9, дополнительно содержащая устройство для преобразования отделенного сероуглерода и/или полученной сероокиси углерода в другое соединение внутри пласта.

11. Система по п.10, в которой устройство для осуществления преобразования содержит устройство для получения сероводорода и/или устройство для окисления.

12. Способ добычи нефти и/или газа, включающий:
- ввод в пласт серосодержащего соединения;
- преобразование внутри пласта по меньшей мере части серосодержащего соединения в сероуглерод и/или сероокись углерода; и
- преобразование внутри пласта по меньшей мере части сероуглерода и/или сероокиси углерода в другое соединение.

13. Способ по п.12, дополнительно включающий извлечение нефти и/или газа из подземного пласта.

14. Способ по п.13, при котором нефть и/или газ содержат серосодержащее соединение.

15. Способ по любому из пп.13 и 14, дополнительно включающий отделение газа внутри пласта сероуглерода и/или сероокиси углерода от нефти и/или газа.

16. Способ по любому из пп.12-14, дополнительно включающий нагрев серосодержащего соединения перед закачкой серосодержащего соединения в пласт или во время его нахождения внутри пласта.

17. Способ по любому из пп.12-14, в котором преобразование серосодержащего соединения в сероуглерод включает химическое взаимодействие по меньшей мере части серосодержащего соединения с углеводородом внутри пласта для образования сероуглерода.

18. Способ по любому из пп.12-14, дополнительно включающий закачку в пласт другого вещества, выбираемого из группы, состоящей из воздуха, кислорода, воды в форме жидкости и/или пара, одного или нескольких катализаторов и/или их смеси.

19. Способ по любому из пп.12-14, в котором серосодержащее соединение закачивают под давлением на величину от 0 кПа до 37000 кПа, превышающим начальное давление в продуктивном пласте, измеренное до начала закачки серосодержащего соединения.

20. Способ по любому из пп.12-14, в котором нефть, присутствующая в подземном пласте до закачки серосодержащего соединения, имеет вязкость от 0,14 сП до 6 миллионов сП, например вязкость от 0,3 сП до 30000 сП или от 5 сП до 5000 сП.

21. Способ по любому из пп.12-14, в котором проницаемость подземного пласта составляет от 0,0001 Д до 15 Д, например от 0,001 Д до 1 Д.

22. Способ по любому из пп.12-14, дополнительно включающий преобразование по меньшей мере части извлеченной из пласта нефти и/или газа в вещество, выбранное из группы, состоящей из транспортного топлива, такого как бензин и дизельное топливо, горючего для отопительных целей, смазочных веществ, химических веществ и/или полимеров.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам повышения продуктивности скважин за счет физико-химического воздействия на пласт при проведении ремонтно-изоляционных работ.

Изобретение относится к химическим реагентам - нейтрализаторам сероводорода и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей промышленности для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородсодержащих средах.

Изобретение относится к жидкостям для обработки приствольной зоны подземных формаций. .
Изобретение относится к химическим реагентам для подавления роста бактерий и может быть использовано в нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей промышленности.

Изобретение относится к области биотехнологии и может быть использовано для повышения биогенного продуцирования метана. .

Изобретение относится к системам, используемым в бурильных операциях. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненного карбонатного пласта, и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных карбонатных коллекторах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных пластов, а именно повышению нефтеотдачи пластов при одновременном увеличении охвата пласта воздействием и повышении эффективности нефтевытеснения в неоднородных коллекторах на поздних стадиях разработки месторождений.

Изобретение применимо в нефтегазовой отрасли и относится к размещению жидкостей в подземных пластах нефтяных и газовых скважин, в т.ч. при гидроразрыве пласта. Способ обработки подземного пласта включает введение в пласт первой жидкости, содержащей первый агент-загуститель - АЗ, закачивание второй жидкости, загущенной вторым АЗ, жидкости после закачивания контактируют на поверхности их раздела, одна жидкость содержит активируемый химический деструктор - ХД, разрушающий АЗ только другой жидкости, а другая - содержит активатор этого ХД, и/или первая жидкость содержит ХД, агент для подстройки pH или комплексообразующий агент - КА, дестабилизирующие только вторую жидкость, и/или вторая жидкость содержит ХД, агент для подстройки рН или КА, дестабилизирующие только первую жидкость, жидкости вступают в химическую реакцию на границе их контакта и создают слой скольжения на этой границе, имеющий вязкость меньше 15 мПа·с - существенно ниже, чем вязкости жидкостей. Способ гидроразрыва пласта включает закачивание в пласт жидкости разрыва, содержащей первый АЗ, жидкости-носителя, загущенной вторым АЗ и содержащей суспензию проппанта, жидкости после закачивания контактируют на поверхности их раздела, одна из них содержит активируемый ХД, разрушающий АЗ только другой, а другая содержит активатор этого ХД, и/или первая жидкость содержит ХД, агент для подстройки pH или КА, дестабилизирующие только вторую жидкость, и/или вторая жидкость содержит ХД, агент для подстройки рН или КА, дестабилизирующие только первую жидкость, жидкости вступают в химическую реакцию на границе их контакта и создают слой скольжения на этой границе, имеющий вязкость меньше 15 мПа·с. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - увеличение продуктивности скважин. 2 н. и 34 з.п. ф-лы, 2 пр.,7 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, а также расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем закачку полимера и суспензии наполнителя, в качестве полимера используют полисахаридный реагент ЦПК, в качестве наполнителя - древесную или доломитовую муку или бентонитовый глинопорошок, осуществляют закачку указанных полимера и наполнителя в виде водной суспензии или последовательно в виде водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии указанного наполнителя при их объемном соотношении 1-5:1 до снижения удельной приемистости скважины на 10-60% при следующем соотношении компонентов, мас.%: полисахаридный реагент ЦПК 0,05-3,0, указанный наполнитель 0,01-10,0, вода пресная или минерализованная остальное. 4 табл., 10 пр.
Изобретения относятся к улучшенному способу вторичной добычи нефти. Технический результат - усовершенствование введения ингибитора отложений на стенках оборудования, повышение эффективности извлечения нефти, увеличение срока службы конструкций. Способ вторичного извлечения нефти включает стадию введения в систему резервуара от 0,1 до 100000 ч./млн аминоалкиленфосфоновой кислоты, выбранной из специально заданной группы соединений в сочетании с аминным нейтрализующим агентом, выбранным из специально заданной группы соединений при условии, что аминный нейтрализующий агент представлен сочетанием, по меньшей мере, двух структурно различных аминных типов, причем первый является более гидрофобным, имеющим величину гидрофильно-липофильного баланса, которая, по меньшей мере на 2 единицы меньше, чем величина гидрофильно-липофильного баланса второго, указанный первый и указанный второй аминные типы применяют в эквивалентных пропорциях первый (более гидрофобный):второй (более гидрофильный) в интервале от 10:1 до 2:5. 2 н. и 11 з.п. ф-лы.
Настоящее изобретение относится к эмульсиям и их применению в подземных работах. Композиция стабилизированной эмульсии включает маслянистую текучую среду, текучую среду, являющуюся, по меньшей мере, частично несмешивающейся с маслянистой текучей средой, и стабилизирующий эмульсию агент, включающий первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения. Способ включает получение указанной выше композиции стабилизированной эмульсии и помещение ее в подземный пласт в качестве части подземных работ. Способ включает получение указанной выше композиции и бурение скважины в подземном пласте с ее использованием. Способ получения указанной выше композиции включает: получение маслянистой текучей среды, получение указанной текучей среды, получение стабилизирующего эмульсию агента, включающего первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения, и объединение маслянистой текучей среды, текучей среды и стабилизирующего агента с формированием композиции. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - улучшение стабильности эмульсии и снижение количества стабилизирующего агента. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкие и сверхвязкие нефти. Технический результат - повышение коэффициента нефтеотдачи пласта и темпов отбора нефти за счет увеличения охвата пласта воздействием и увеличения коэффициента нефтеизвлечения. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает вскрытие залежи вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину и циклически через добывающие, отбор продукции через добывающие скважины после прекращения закачки теплоносителя и выдержки, перевод под закачку теплоносителя следующей добывающей скважины. Вскрытие залежи и закачку теплоносителя осуществляют в нефтеносный пласт, очередность перевода добывающих скважин под закачку теплоносителя определяют по наименьшей производительности по нефти и забойной температуре. На первом этапе осуществляют дренирование призабойных зон скважин, заключающееся в чередующихся операциях по закачке теплоносителя - пара, выдержке и отборе продукции. На втором этапе в нагнетательные скважины закачивают теплоноситель - горячую воду, с температурой 60-100°C и периодически растворитель в количестве 0,1-1% от объема закаченной горячей воды с поверхностно-активным веществом в количестве 0,1-2% от объема растворителя, в добывающие скважины в первом цикле закачивают горячую воду в объеме, равном объему отобранной жидкости после последней паротепловой обработки, а объемы последующих закачек равны объемам отобранной жидкости в предыдущих циклах, перед нагнетанием горячей воды в добывающие скважины в каждом цикле производят закачку оторочки растворителя с поверхностно-активным веществом в количестве 0,1-2% от объема растворителя, объем оторочки растворителя рассчитывают. В качестве растворителя применяют жидкую фракцию пиролиза автомобильных шин. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки в условиях пластовых вод различной минерализации. В способе разработки нефтяных месторождений, включающем закачивание оторочки биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и углеводородного растворителя, предварительно закачивают алюмосиликатную композицию на основе 11%-ного раствора соляной кислоты, оторочка дополнительно содержит нефть и пластовую воду, а в качестве растворителя - изооктан, причем оторочка содержит, %: пластовая вода 54-88, биоПАВ КШАС-М 1-2, изооктан 1-4, нефть 10-40. 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземных пластов. Водная композиция, включающая смесь воды, приблизительно 0,05-10 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одного водорастворимого блок-сополимера, содержащего: по меньшей мере, один блок, являющийся водорастворимым по природе, включающий, по меньшей мере, 34% по массе гидрофильных звеньев относительно общего количества звеньев водорастворимого блока и содержащий гидрофобные звенья, и, по меньшей мере, один гидрофобный блок, содержащий, по меньшей мере, 67% по массе гидрофобных звеньев отосительно общего количества звеньев гидрофобного блока, приблизительно 0,01-10 масс.% от общей массы неионогенного поверхностно-активного вещества, со значением ГЛБ от 1 до 12, и приблизительно 0,1-20 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одной неорганической соли. Способ извлечений углеводородов из подземных пластов, включающий введение в пласт водного флюида, включающего указанную выше композицию. Способ создания трещин в подземном пласте, окружающем ствол скважины, включающий стадию введения в скважину флюида для гидравлического разрыва, включающего указанную выше композицию. Технический результат - сохранение вязкости водных растворов. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к биоцидным композициям для водных текучих средств, применяемых в нефте- и газопромысловых операциях. Композиция водной текучей среды для обработки скважин с биоцидной активностью содержит полимер или сополимер для модификации вязкости текучей среды, монокарбоновую перкислоту в антимикробном количестве, составляющем от приблизительно 1 части на миллион до приблизительно 1000 частей на миллион, и пероксид водорода в концентрации меньше, чем концентрация перкислоты, в водной среде. Указанная выше композиция, где полимер или сополимер, понижающий вязкость текучей среды, снижающий трение, или повышающий вязкость, а кислота - перуксусная. Способ обеспечения биоцидной активности в текучей среде для обработки скважин, включающий введение в текучую среду для обработки скважин указанной выше композиции, содержащей полимер или сополимер для модификации вязкости, и направление этой среды в подземную среду. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - обеспечение высокой эффективности уничтожения микроорганизмов без ухудшения модифицирующих вязкость свойств. 4 н. и 22 з.п. ф-лы, 2 пр., 3 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта с одновременным упрощением технологического процесса и снижением стоимости и продолжительности обработки пласта. Способ обработки призабойной зоны скважины включает спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта, промывку скважины, посадку пакера в эксплуатационной колонне скважины с центральной и затрубной задвижками выше пласта и закачку раствора соляной кислоты по колонне труб в импульсном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции. Перед обработкой призабойной зоны скважины задают оптимальную приемистость пласта. На устье скважины колонну труб ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости, при этом между пакером и импульсным пульсатором жидкости устанавливают клапан, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, после чего при открытых центральной и затрубной задвижках промывают скважину технологической жидкостью в импульсном режиме прямой круговой циркуляцией в течение 10-20 мин. Закрывают затрубную задвижку и производят закачку в пласт технологической жидкости под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну, в течение 5-10 мин. Открывают затрубную задвижку и производят излив технологической жидкости из скважины. Промывку и излив технологической жидкости повторяют 3-5 раз. Далее определяют действительную приемистость пласта при давлении, не превышающем допустимое давление на эксплуатационную колонну. Если действительная приемистость ниже оптимальной, то в скважине напротив интервала пласта устанавливают солянокислотную «ванну» под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну. Если действительная приемистость равна или выше оптимальной, то в колонну труб закачивают углеводородный растворитель, доводят его до пласта по колонне труб, сажают пакер и продавливают в пласт технологической жидкостью в объеме на 0,5-1 м3 больше объема вытесненного реагента из колонны труб под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт. Оставляют скважину на технологическую выдержку. По окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции в течение 3-5 ч, при этом контролируют приток жидкости из пласта. Затем закрывают затрубную задвижку и закачкой технологической жидкости по колонне труб через клапан определяют приемистость скважины под давлением приемистости пласта. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта с одновременным упрощением технологического процесса, снижением стоимости и продолжительности обработки пласта. Способ обработки призабойной зоны скважины включает спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта, промывку скважины, оснащенной центральной и затрубной задвижками, посадку пакера выше пласта и обработку скважины закачкой раствором кислоты по колонне труб в импульсном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции. Перед обработкой призабойной зоны скважины задают оптимальную приемистость пласта. Затем колонну труб на устье скважины ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости, при этом между пакером и пульсатором жидкости устанавливают клапан. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, после чего при открытых центральной и затрубной задвижках промывают скважину технологической жидкостью в импульсном режиме прямой круговой циркуляцией в течение 10-20 мин. Закрывают затрубную задвижку, и производят закачку в пласт технологической жидкости под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну, в течение 5-10 мин. Открывают затрубную задвижку и производят излив технологической жидкости из скважины. Промывку и излив технологической жидкости повторяют 3-5 раз. Затем в колонну труб закачивают углеводородный растворитель, сажают пакер и в импульсном режиме продавливают в пласт углеводородный растворитель технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, и оставляют скважину на технологическую выдержку. По окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, далее промывают скважину технологической жидкостью при открытых центральной и затрубной задвижках прямой круговой циркуляцией в течение 2 ч. При этом периодически прикрывают затрубную задвижку до роста забойного давления на 3-5 МПа от начального давления с последующим открыванием затрубной задвижки до появления прозрачной жидкости, но при этом не превышают допустимое давление на эксплуатационную колонну. Затем в колонну труб последовательно закачивают солянокислотный раствор и подогретый до температуры 40-50°C глинокислотный раствор, сажают пакер, продавливают в пласт солянокислотный и глинокислотный растворы технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, срывают пакер, оставляют скважину на технологическую выдержку и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции до появления прозрачной жидкости, после этого определяют действительную приемистость пласта. 5 ил.
Наверх