CN101842549B - 生产油和/或气的***和方法 - Google Patents
生产油和/或气的***和方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN101842549B CN101842549B CN2008801136641A CN200880113664A CN101842549B CN 101842549 B CN101842549 B CN 101842549B CN 2008801136641 A CN2008801136641 A CN 2008801136641A CN 200880113664 A CN200880113664 A CN 200880113664A CN 101842549 B CN101842549 B CN 101842549B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- stratum
- well
- carbon disulfide
- oil
- oil recovery
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 57
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 150
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 104
- 238000009472 formulation Methods 0.000 claims abstract description 48
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 42
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 224
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 154
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 106
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 55
- 238000009418 renovation Methods 0.000 claims description 53
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 48
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 35
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 27
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 23
- -1 sulphur compound Chemical class 0.000 claims description 22
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 21
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 20
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 claims description 14
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 10
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 9
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 7
- QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N carbon disulfide-14c Chemical compound S=[14C]=S QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N 0.000 claims description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 5
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 4
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 3
- 238000005067 remediation Methods 0.000 abstract description 2
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 68
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 60
- 241000209094 Oryza Species 0.000 description 30
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 description 30
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 description 30
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 26
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 25
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 23
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 20
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 17
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 17
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 12
- 125000003147 glycosyl group Chemical group 0.000 description 10
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 8
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 7
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 7
- ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 2-Butanone Chemical compound CCC(C)=O ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 6
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 6
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N sulfur dioxide Inorganic materials O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 4
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 4
- 235000010269 sulphur dioxide Nutrition 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- UOCLXMDMGBRAIB-UHFFFAOYSA-N 1,1,1-trichloroethane Chemical class CC(Cl)(Cl)Cl UOCLXMDMGBRAIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 1-benzothiophene Chemical compound C1=CC=C2SC=CC2=C1 FCEHBMOGCRZNNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 2-ethoxyethanol Chemical compound CCOCCO ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- HVUMOYIDDBPOLL-XWVZOOPGSA-N Sorbitan monostearate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O HVUMOYIDDBPOLL-XWVZOOPGSA-N 0.000 description 2
- PRXRUNOAOLTIEF-ADSICKODSA-N Sorbitan trioleate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OC[C@@H](OC(=O)CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC PRXRUNOAOLTIEF-ADSICKODSA-N 0.000 description 2
- YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N Thiophene Chemical compound C=1C=CSC=1 YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WERKSKAQRVDLDW-ANOHMWSOSA-N [(2s,3r,4r,5r)-2,3,4,5,6-pentahydroxyhexyl] (z)-octadec-9-enoate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO WERKSKAQRVDLDW-ANOHMWSOSA-N 0.000 description 2
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 2
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 2
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 2
- PBOSTUDLECTMNL-UHFFFAOYSA-N lauryl acrylate Chemical compound CCCCCCCCCCCCOC(=O)C=C PBOSTUDLECTMNL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000001147 pentyl group Chemical group C(CCCC)* 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 125000002914 sec-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 125000000999 tert-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C(*)(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- CUNWUEBNSZSNRX-RKGWDQTMSA-N (2r,3r,4r,5s)-hexane-1,2,3,4,5,6-hexol;(z)-octadec-9-enoic acid Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO.OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO.CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O.CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O.CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O CUNWUEBNSZSNRX-RKGWDQTMSA-N 0.000 description 1
- XZIIFPSPUDAGJM-UHFFFAOYSA-N 6-chloro-2-n,2-n-diethylpyrimidine-2,4-diamine Chemical compound CCN(CC)C1=NC(N)=CC(Cl)=N1 XZIIFPSPUDAGJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N Acetaminophen Chemical compound CC(=O)NC1=CC=C(O)C=C1 RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIPNSKYNPDTRPC-UHFFFAOYSA-N N-[2-oxo-2-(2,4,6,7-tetrahydrotriazolo[4,5-c]pyridin-5-yl)ethyl]-2-[[3-(trifluoromethoxy)phenyl]methylamino]pyrimidine-5-carboxamide Chemical compound O=C(CNC(=O)C=1C=NC(=NC=1)NCC1=CC(=CC=C1)OC(F)(F)F)N1CC2=C(CC1)NN=N2 NIPNSKYNPDTRPC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001213 Polysorbate 20 Polymers 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical group [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001721 carbon Chemical group 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 150000001722 carbon compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000002915 carbonyl group Chemical group [*:2]C([*:1])=O 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N dibenzothiophene Chemical class C1=CC=C2C3=CC=CC=C3SC2=C1 IYYZUPMFVPLQIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- ZOOODBUHSVUZEM-UHFFFAOYSA-N ethoxymethanedithioic acid Chemical compound CCOC(S)=S ZOOODBUHSVUZEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 238000007037 hydroformylation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- 229920001467 poly(styrenesulfonates) Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 235000010486 polyoxyethylene sorbitan monolaurate Nutrition 0.000 description 1
- 239000011970 polystyrene sulfonate Substances 0.000 description 1
- 229960002796 polystyrene sulfonate Drugs 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 description 1
- 239000010734 process oil Substances 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 229940035044 sorbitan monolaurate Drugs 0.000 description 1
- 229960005078 sorbitan sesquioleate Drugs 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 239000012991 xanthate Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
一种用于从地下地层(200)生产油和/或气的***，包括：分散于地层之上的第一井阵列(202)；分散于地层之上的第二井阵列(204)；其中第一井阵列包括将混溶性强化油采收制剂注入地层中的装置，而第二井阵列包括在第一时间段内从地层生产油和/或气的装置；和其中第二井阵列包括将修复剂注入地层中的装置，而第一井阵列包括在第二时间段内从地层生产混溶性强化油采收制剂的装置。
Description
技术领域
本公开内容涉及生产油和/或气的***和方法。
背景技术
强化油采收(EOR)可以用于增大世界范围的油田中的油采收。存在3种主要类型的EOR(热、化学物质/聚合物和气体注入)可用于增大从储层的油采收，超出通过常规方法可以实现的，从而可能延长油田寿命和增大油采收率。
热强化采收通过向储层加入热量而发挥作用。最广泛实施的形式是蒸汽驱油，其降低油的粘度使得它可以流向生产井。化学驱油通过降低截留残余油的毛细管力而增加采收。聚合物驱油增大了注入水的驱扫效率。混注以与化学驱油相似的方式发挥作用。通过注入与油混溶的流体，可以采收截留的残余油。
参考图1，其中描述了现有技术***100。***100包括地下地层102、地下地层104、地下地层106和地下地层108。生产设施110在地面提供。井112穿过地层102和104，和在地层106中终止。在114处显示地层106的一部分。油和气通过井112从地层106中产出至生产设施110。气体和液体互相分离，气体储存在气体储存装置116中和液体储存在液体储存装置118中。
美国专利NO.5,826,656公开了一种用于通过穿入地面的至少一口井从水驱油后的载油地下地层采收水驱残余油的方法，该方法包括：将可与油混溶的溶剂通过已完成的用于将可与油混溶的溶剂注入载油地层的较低部分中的井注入载油地下地层的水驱剩余载油较低部分中；持续将可与油混溶的溶剂注入载油地层的较低部分中至少一周的时间段；重新完成用于从载油地层的较高部分生产一定量的可与油混溶的溶剂和一定量的水驱残余油的井；和从载油地层的较高部分生产一定量的可与油混溶的溶剂和水驱残余油。所述地层之前可以是已经进行过水驱油和可与油混溶的溶剂驱油的。可将溶剂通过水平井注入和可通过多个已完成的用于从载油地层的较高部分生产油和溶剂的井采收溶剂和油。美国专利No.5,826,656全文经此引用并入本文。
共同待审的美国专利申请公开No.2006/0254769(公开日为2006年11月16日，代理人案卷号为TH2616)公开了一种***，包括：从地下地层采收油和/或气的装置，所述油和/或气包含一种或多种硫化合物；将来自采收的油和/或气的至少一部分硫化合物转化成二硫化碳制剂的装置；和将至少一部分二硫化碳制剂释放入地层中的装置。美国专利申请公开No.2006/0254769全文经此引用并入本文。
美国专利No.5,062,970公开了适合于强化油采收的表面活性剂组合物，所述表面活性剂组合物包含60∶40-10/90重量比的a)(o，m)-和/或(o，p)-二烷基苯碱性磺酸盐和b)聚烷氧基苯基醚碱性磺酸盐。美国专利No.5,062,970全文经此引用并入本文。
在美国专利No.3,943,160、美国专利No.3,946,812、美国专利No.4,077,471、美国专利No.4,216,079、美国专利No.5,318,709、美国专利No.5,723,423、美国专利No.6,022,834、美国专利No.6,269,881、和Wellington等人的“Low Surfactant Concentration EnhancedWaterflooding”，Society of Petroleum Engineers，1995中描述了用于强化烃采收的其它组合物和方法，上述所有文献经此引用并入本文。
本领域需要用于强化油采收的改进***和方法。本领域还需要使用溶剂例如通过降低粘度、化学作用和混相驱油而强化油采收的改进***和方法。本领域还需要用于溶剂混相驱油的改进***和方法。本领域还需要在混相驱油之后用于回收溶剂的改进***和方法。
发明内容
在一个方面，本发明提供一种用于从地下地层生产油和/或气的***，包括：分散于地层之上的第一井阵列；分散于地层之上的第二井阵列；其中第一井阵列包括将混溶性强化油采收制剂注入地层中的装置，而第二井阵列包括在第一时间段内从地层生产油和/或气的装置；和其中第二井阵列包括将修复剂注入地层中的装置，而第一井阵列包括在第二时间段内从地层生产混溶性强化油采收制剂的装置。
在另一个方面，本发明提供一种用于生产油和/或气的方法，包括：在第一时间段内由第一井将二硫化碳制剂注入地层中；在第一时间段内由第二井从地层生产油和/或气；在第二时间段内由第二井将修复剂注入地层中；和在第二时间段内由第一井从地层生产二硫化碳制剂。
本发明包括以下的一个或更多个优点：
使用溶剂强化从地层采收烃的改进***和方法。
使用含混溶性溶剂的流体强化从地层采收烃的改进***和方法。
用于二次烃采收的改进组合物和/或技术。
强化油采收的改进***和方法。
使用混溶性溶剂强化油采收的改进***和方法。
使用可与油就地混溶的化合物强化油采收的改进***和方法。
用于回收可与油就地混溶的化合物的改进***和方法。
附图说明
图1描述了油和/或气生产***。
图2a描述了井分布。
图2b和2c描述了强化油采收过程期间图2a的井分布。
图3a-3c描述了油和/或气生产***。
具体实施方式
图2a：
参考图2a，其中描述了在一些实施方案中的井阵列200。阵列200包括井组202(用水平线表示)和井组204(用斜线表示)。
井组202中的每口井与井组202中的相邻井之间具有水平距离230。井组202中的每口井与井组202中的相邻井之间具有垂直距离232。
井组204中的每口井与井组204中的相邻井之间具有水平距离236。井组204中的每口井与井组204中的相邻井之间具有垂直距离238。
井组202中的每口井与井组204中的相邻井之间具有距离234。井组204中的每口井与井组202中的相邻井之间具有距离234。
井组202中的每口井可以被井组204中的4口井所围绕。井组204中的每口井可以被井组202中的4口井所围绕。
水平距离230是约5-1000米，或约10-500米，或约20-250米，或约30-200米，或约50-150米，或约90-120米，或约100米。
垂直距离232可以是约5-1000米，或约10-500米，或约20-250米，或约30-200米，或约50-150米，或约90-120米，或约100米。
水平距离236可以是约5-1000米，或约10-500米，或约20-250米，或约30-200米，或约50-150米，或约90-120米，或约100米。
垂直距离238可以是约5-1000米，或约10-500米，或约20-250米，或约30-200米，或约50-150米，或约90-120米，或约100米。
距离234可以是约5-1000米，或约10-500米，或约20-250米，或约30-200米，或约50-150米，或约90-120米，或约100米。
井阵列200可以具有约10-1000口井，例如井组202中约5-500口井，和井组204中约5-500口井。
井阵列200可以看成是井组202和井组204作为一片土地上间隔的垂直井的俯视图。井阵列200可以看成是井组202和井组204作为地层内间隔的水平井的截面侧视图。
可通过任意已知的方法用井阵列200完成从地下地层采收油和/或气。适合的方法包括海底生产、地面生产、初次、二次或三次生产。对用于从地下地层采收油和/或气的方法的选择不是关键的。
图2b：
参考图2b，其中描述了在一些实施方案中的井阵列200。阵列200包括井组202(用水平线表示)和井组204(用斜线表示)。
在一些实施方案中，将混溶性强化油采收剂注入井组204中，和由井组202采收油。如图所示，混溶性强化油采收剂具有注入分布208，和油采收分布206产出至井组202。
可以将混溶性强化油采收剂注入井组202中，和可以由井组204采收油。如图所示，混溶性强化油采收剂具有注入分布206，和油采收分布208产出至井组204。
井组202可用于注入混溶性强化油采收剂，和井组204可用于在第一时间段内从地层产生油和/或气；随后井组204可用于注入混溶性强化油采收剂，和井组202可用于在第二时间段内从地层产生油和/或气，其中第一时间段和第二时间段构成周期。
可进行多个周期，其包括在注入混溶性强化油采收剂和从地层生产油和/或气之间交替井组202和204，其中在第一时间段内一个井组可以用于注入和另一个井组可以用于生产，和随后在第二时间段内将它们切换。
周期可以是约12小时-1年，或约3天-6个月，或约5天-3个月。每个周期可增加时间，例如每个周期可以比上一个周期长约5-10％，例如长约8％。
可在周期开始时注入混溶性强化油采收剂或含混溶性强化油采收剂的混合物，和可在周期结束时注入不混溶性强化油采收剂或含不混溶性强化油采收剂的混合物。周期开始可以是周期开始的10-约80％、周期开始的20-约60％或周期开始的25-约40％，和周期结束可以是周期的剩余部分。
图2c：
参考图2c，其中描述了在一些实施方案中的井阵列200。阵列200包括井组202(用水平线表示)和井组204(用斜线表示)。
可以将混溶性强化油采收剂注入井组204中，和可以由井组202采收油。如图所示，混溶性强化油采收剂具有注入分布208，该注入分布208具有与产出至井组202的油采收分布206的重叠210。
可以将混溶性强化油采收剂注入井组202中，和可以由井组204采收油。如图所示，混溶性强化油采收剂具有注入分布206，该注入分布206具有与产出至井组204的油采收分布208的重叠210。
为了从注入分布206将混溶性强化油采收剂回收返回井组202，可以在已经完成由井组204采收油之后，将修复剂注入井组204中。适合的修复剂在下文进行讨论。
图3a和3b：
参考图3a和3b，其中描述了在本发明的一些实施方案中的***300。***300包括地下地层302、地下地层304、地下地层306和地下地层308。设备310可以在地面上进行提供。井312穿过地层302和304，和在地层306中有开孔。地层306的部分314可任选为断裂的和/或穿孔的。在初次生产中，油和气可以从地层306生产进入部分314中，进入井312中，和向上运行至设施310。随后，设施310使气体和液体分离，所述气体可以送至气体处理装置316，所述液体可以送至液体储存装置318。设施310还包括混溶性强化油采收制剂储存装置330。如图3a中所示，混溶性强化油采收制剂可按向下的箭头所示沿井312向下泵送和泵送至地层306中。可留下混溶性强化油采收制剂以在地层中浸泡约1小时-15天，例如约5-50小时。
浸泡过后，如图3b中所示，随后可以生产混溶性强化油采收制剂以及油和/或气返回井312到设施310。设施310可以用于分离和/或再循环混溶性强化油采收制剂，例如通过使制剂沸腾、冷凝、将其过滤或使其反应，随后将制剂再次注入井312中，例如通过重复图3a和3b中所示的浸泡周期约2-5次。
在一些实施方案中，可在低于地层断裂压力下、例如为断裂压力约40-90％下将混溶性强化油采收制剂泵送至地层306中。
图3a中所示的向地层306中注入的井312可表示井组202中的井，和图3b中所示的从地层306生产的井312可表示井组204中的井。
图3a中所示的向地层306中注入的井312可表示井组204中的井，和图3b中所示的从地层306生产的井312可表示井组202中的井。
为了从地层306将混溶性强化油采收剂回收返回至井312，可以在已经完成从地层306采收油之后，将修复剂注入另一个相邻井(未显示)中。适合的修复剂在下文进行讨论。
图3c：
参考图3c，其中描述了在本发明的一些实施方案中的***400。***400包括地下地层402、地层404、地层406和地层408。生产设施410可以在地面上进行提供。井412穿过地层402和404，和在地层406处有开孔。地层的部分414可任选为断裂的和/或穿孔的。当油和气体从地层406产出时，其进入部分414，和通过井412向上运行至生产设施410。可分离气体和液体，可将气体送至气体储存装置416和可将液体送至液体储存装置418。生产设施410可以能够生产和/或储存混溶性强化油采收制剂，所述混溶性强化油采收制剂可在生产/储存装置430中产出和储存。可将来自井412硫化氢和/或其它含硫化合物送至混溶性强化油采收制剂的生产/储存装置430。混溶性强化油采收制剂可沿井432向下泵送至地层406的部分434。混溶性强化油采收制剂穿过地层406以辅助产出油和气体，和随后可使混溶性强化油采收制剂、油和/或气全部产出至井412、至生产设施410。随后可例如通过使制剂沸腾、冷凝、将其过滤或使其反应而再循环混溶性强化油采收制剂，之后将制剂再次注入井432中。
在一些实施方案中，可将一定量的混溶性强化油采收制剂或与其它组分混合的混溶性强化油采收制剂注入井432中，随后注入另一组分(例如空气；气体或液体形式的水；与一种或多种盐、聚合物和/或表面活性剂混合的水；二氧化碳；其它气体；其它液体；和/或它们的混合物)以驱使混溶性强化油采收制剂或与其它组分混合的混溶性强化油采收制剂通过地层406。
在一些实施方案中，生产油和/或气的井412可以表示井组202中的井，和用于注入混溶性强化油采收制剂的井432可以表示井组204中的井。
在一些实施方案中，生产油和/或气的井412可以表示井组204中的并，和用于注入混溶性强化油采收制剂的并432可以表示井组202中的井。
为了从地层406将混溶性强化油采收剂回收返回至井432，可以在已经完成从地层406和井412采收油之后，将修复剂注入井412中。适合的修复剂在下文进行讨论。
修复剂：
适合的修复剂包括液体或蒸气形式的水、泡沫、含水表面活性剂溶液、含水聚合物溶液、二氧化碳、天然气和/或其它烃以及它们的混合物。
在一个实施方案中，适合的修复剂包括含水表面活性剂溶液。适合的含水表面活性剂溶液公开在美国专利No.3,943,160、美国专利No.3,946,812、美国专利No.4,077,471、美国专利No.4,216,079、美国专利No.5,318,709、美国专利No.5,723,423、美国专利No.6,022,834、美国专利No.6,269,881和Wellington等人的“Low SurfactantConcentration Enhanced Waterflooding”，Society of PetroleumEngineers，1995中，上述所有文献经此引用并入本文。
使地层中保留的剩余混溶性强化油采收剂流动可能是困难的，这归因于混溶性强化油采收剂的粘度和地层的孔中流体的毛细管效应。本文使用的“毛细管力”指流体和至少一部分地层之间的吸引力。在一个实施方案中，毛细管力可以通过增大地层内的压力而克服。在其它实施方案中，毛细管力可以通过减少地层中流体之间的界面张力而克服。降低地层中毛细管力的能力可能取决于多种因素，包括但不限于地层的温度、地层中水的盐度和地层中混溶性强化油采收剂的组成。
用于回收地层中保留的剩余混溶性强化油采收剂的方法可以包括将水源(例如盐水、蒸汽)、气体、聚合物、单体或它们的任意组合加入地层，以强化混溶性强化油采收剂的流动。
在一个实施方案中，地层可以用水驱处理。水驱可以包括通过注射井将水注入一部分地层中。水驱至少一部分地层可以水润湿一部分地层。地层的水润湿部分可以通过已知方法进行加压，和水/混溶性强化油采收剂混合物可以利用一个或多个生产井进行收集。但水层可能不能与混溶性强化油采收剂层有效混合。差的混合效率可能是由于水和混溶性强化油采收剂之间高的界面张力。
可以通过利用可使混溶性强化油采收剂流至一个或多个生产井的聚合物和/或单体处理地层而强化从地层的生产。聚合物和/或单体可以降低地层的孔中水相的流动性。水流动性的降低可以允许混溶性强化油采收剂更容易流动通过地层。聚合物可以包括但不限于聚丙烯酰胺、部分水解的聚丙烯酰胺、聚丙烯酸酯、烯属共聚物、生物聚合物、羧甲基纤维素、聚乙烯基醇、聚苯乙烯磺酸盐、聚乙烯基吡咯烷酮、AMPS(2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸盐)或它们的组合。烯属共聚物的实例包括丙烯酸和丙烯酰胺、丙烯酸和月桂基丙烯酸酯、月桂基丙烯酸酯和丙烯酰胺的共聚物。生物聚合物的实例包括黄原胶和瓜尔豆胶。在一些实施方案中，聚合物可以在地层中原位交联。在其它实施方案中，聚合物可以在地层中原位生成。在采收中使用的聚合物和聚合物制备描述于美国专利No.6,427,268、美国专利No.6,439,308、美国专利No.5,654,261、美国专利No.5,284,206、美国专利No.5,199,490和美国专利No.5,103,909中，上述所有专利经此引用并入本文。
在一个实施方案中，可以向地层中提供修复剂。在一个实施方案中，修复组合物可以包含一种或多种非离子型添加剂(例如醇、乙氧基化醇、非离子型表面活性剂和/或糖基酯)和一种或多种阴离子型表面活性剂(例如硫酸盐、磺酸盐、乙氧基化硫酸盐和/或磷酸盐)。
在一个实施方案中，修复剂中可以使用脂族非离子型添加剂。本文使用的术语“脂族”指碳和氢原子的直链或支链。在一些实施方案中，脂族非离子型添加剂的脂族部分可以具有10-24的平均碳数。在一些实施方案中，脂族非离子型添加剂的脂族部分可以具有12-18的平均碳数。在一些实施方案中，脂族非离子型添加剂可以包含支链脂族部分。脂族非离子型添加剂的支链脂族部分可以具有16-17的平均碳数。在一些实施方案中，脂族非离子型添加剂的支链脂族基团可以含有小于约0.5％的脂族季碳原子。在一个实施方案中，每个脂族非离子型添加剂的支链平均值为约0.1-2.5。在其它实施方案中，每个脂族非离子型添加剂的支链平均值为约0.7-2.5。
在一个实施方案中，脂族非离子型添加剂可以是长链脂族醇。本文使用的术语“长链”指平均碳数为10-30的碳链。长链脂族醇(例如长链伯醇)可以进行商购(例如Shell Chemical Co.，Houston，Tex.生产的Neodol(R)醇)。在一些实施方案中，长链脂族醇可以通过多种通常已知的方法制得。长链脂族醇的平均碳数可以是10-24。在一些实施方案中，长链脂族醇的平均碳数可以是12-18。在其它实施方案中，长链脂族醇的平均碳数可以是16-17。在一个实施方案中，长链脂族醇的一部分可以是支化的。支化长链脂族醇可以通过支链烯烃的加氢甲酰化制得。
在一个实施方案中，修复剂中可以使用脂族阴离子型表面活性剂。在一些实施方案中，脂族阴离子型表面活性剂的脂族部分的平均碳数可以是10-24。在一些实施方案中，脂族阴离子型表面活性剂的脂族部分的平均碳数可以是12-18。在其它实施方案中，脂族阴离子型表面活性剂的脂族部分的平均碳数可以是16-17。
修复剂可以通过组合(例如混合)非离子型添加剂(例如脂族非离子型添加剂)与适合量的阴离子型表面活性剂(例如脂族阴离子型表面活性剂)进行制备。在一个实施方案中，修复剂可以包含脂族阴离子型表面活性剂和脂族非离子型添加剂。在一些实施方案中，组合物中脂族阴离子型表面活性剂的量可以大于总组合物的约40wt％。在一个实施方案中，修复剂中脂族阴离子型表面活性剂的量可以是总组合物的约60-90wt％。组合物中脂族阴离子型表面活性剂的量可以是组合物总重量的约80-90wt％。组合物中脂族非离子型添加剂的量可以小于组合物总重量的约60wt％。组合物可以包含的脂族非离子型添加剂的量为组合物总重量的约10-40wt％。在一些实施方案中，脂族非离子型添加剂的量可以是组合物总重量的约10-20wt％。组合物的剩余部分可以包括但不限于水、低分子量醇、有机溶剂、烷基磺酸酯、芳基磺酸酯、盐水或它们的组合。低分子量醇包括但不限于甲醇、乙醇、丙醇、异丙基醇、叔丁基醇、仲丁基醇、丁基醇、叔戊基醇或它们的组合。有机溶剂包括但不限于甲基乙基酮、丙酮、低级烷基溶纤剂、低级烷基卡必醇或它们的组合。
修复剂中使用的脂族非离子型添加剂和脂族阴离子型添加剂的脂族部分可以具有相同的平均碳数、支链和/或季碳数。作为替代，修复剂中使用的脂族非离子型添加剂的碳数、支链或季碳原子数可以不同于其中使用的阴离子型表面活性剂。在一个实施方案中，脂族阴离子型表面活性剂和脂族非离子型添加剂的平均碳数都可以是16-17。在一些实施方案中，脂族阴离子型表面活性剂和脂族非离子型添加剂都可以具有支链脂族基团。在其它实施方案中，可以使平均碳数为16-17的脂族阴离子型表面活性剂与平均碳数为10-24的脂族非离子型添加剂组合。在一些实施方案中，脂族非离子型添加剂和脂族阴离子型表面活性剂都可以具有支链脂族基团。在其它实施方案中，支链脂族非离子型添加剂可以含有主要是乙基和甲基的支链。在一些实施方案中，支链脂族阴离子型表面活性剂上的支链可以是甲基。
在一个实施方案中，组合物可以包含脂族阴离子型表面活性剂与一种或多种糖基表面活性剂的组合。糖基表面活性剂包括由长链脂族酯组成的表面活性剂。在一个实施方案中，糖基表面活性剂由耦连至酯的羰基的长链脂族部分与耦连至酯的氧部分的糖组成。糖基表面活性剂包括但不限于：失水山梨糖醇单月桂酸酯，失水山梨糖醇单棕榈酸酯，失水山梨糖醇单硬脂酸酯，失水山梨糖醇单油酸酯，失水山梨糖醇倍半油酸酯，失水山梨糖醇三油酸酯，聚氧乙烯(20)失水山梨糖醇单月桂酸酯，聚氧乙烯(20)失水山梨糖醇单棕榈酸酯，聚氧乙烯(20)失水山梨糖醇单硬脂酸酯，聚氧乙烯(20)失水山梨糖醇单油酸酯，聚氧乙烯(20)失水山梨糖醇三油酸酯，或它们的组合。其它糖基表面活性剂包括糖基醚和糖基乙氧基化醚。
在一些实施方案中，组合物中脂族阴离子型表面活性剂的量可以大于总组合物的约40wt％。组合物可以包含的脂族阴离子型表面活性剂的量为总组合物的约50-90wt％。组合物中脂族阴离子型表面活性剂的量可以是组合物总重量的约80-90wt％。组合物中糖基表面活性剂的量可以小于组合物总重量的约60wt％。组合物可以包含的糖基表面活性剂的量为组合物总重量的约10-50wt％。在一些实施方案中，糖基表面活性剂的量可以是组合物总重量的约10-20wt％。组合物的剩余部分可以包括但不限于水、低分子量醇、有机溶剂、烷基磺酸酯、芳基磺酸酯、盐水或它们的组合。低分子量醇包括但不限于甲醇、乙醇、丙醇、异丙基醇、叔丁基醇、仲丁基醇、丁基醇、叔戊基醇或它们的组合。有机溶剂包括但不限于甲基乙基酮、丙酮、低级烷基溶纤剂、低级烷基卡必醇或它们的组合。
在一个实施方案中，组合物可以包含脂族非离子型添加剂、脂族阴离子型表面活性剂和一种或多种糖基表面活性剂。在一些实施方案中，脂族非离子型添加剂的一部分脂族基团可以是支化的。在其它实施方案中，脂族阴离子型表面活性剂的一部分可以是支化的。
修复剂可以在至少一部分地层中与混溶性强化油采收剂相互作用。与混溶性强化油采收剂相互作用可以降低地层中混溶性强化油采收剂与一种或多种流体的界面张力。在其它实施方案中，修复剂可以降低混溶性强化油采收剂与上覆地层/下伏地层之间的界面张力。降低界面张力可以允许至少一部分混溶性强化油采收剂流动通过地层。
可以基于地层中存在的混溶性强化油采收剂向地层中提供一定量的修复剂。但修复剂的量可能太小而不能利用已知输送技术(例如泵)准确输送至地层。为利于将少量修复剂输送至地层，可以使修复剂与水和/或盐水组合以产生可注入流体。注入地层100中的修复剂的量可以小于可注入流体总重量的0.5wt％。在一些实施方案中，提供至地层的修复剂的量可以小于可注入流体总重量的0.3wt％。在一些实施方案中，提供至地层的修复剂的量可以小于可注入流体总重量的0.1wt％。在其它实施方案中，提供至地层的修复剂的量可以小于可注入流体总重量的0.05wt％。
修复剂可以与地层中的至少一部分混溶性强化油采收剂相互作用。修复剂与混溶性强化油采收剂的相互作用可以降低混溶性强化油采收剂和地层之间的至少一部分界面张力。至少一部分修复剂/混溶性强化油采收剂/流体的混合物可以流动至生产井。从生产井150获得的产品可以包括但不限于修复剂的组分(例如长链脂族醇和/或长链脂族酸盐)、甲烷、一氧化碳、水、混溶性强化油采收剂、氨、沥青质或它们的组合。在已经将修复剂加入地层之后，从地层100的混溶性强化油采收剂生产可以增加大于约50％。
修复剂与地层中至少一部分混溶性强化油采收剂的相互作用可以降低混溶性强化油采收剂和地层之间的至少一部分界面张力。降低至少一部分界面张力可以使至少一部分混溶性强化油采收剂流动通过地层。但使至少一部分混溶性强化油采收剂流动可能不是在经济可行的速率下。在一个实施方案中，在用修复剂处理地层之后，可以将聚合物通过注射井注入地层中，以强化至少一部分混溶性强化油采收剂通过地层的流动。适合的聚合物包括但不限于Ciba SpecialtyAdditives(Tarrytown，N.Y.)生产的CIBA(R)ALCOFLOOD(R)、Tramfloc Inc.(Temple，Ariz.)生产的Tramfloc(R)和Chevron PhillipsChemical Co.(The Woodlands，Tex.)生产的HE(R)聚合物。混溶性强化油采收剂、修复剂和聚合物之间的相互作用可以强化地层中剩余的至少一部分混溶性强化油采收剂至生产井的流动。
在一些实施方案中，修复剂可以包括无机盐(例如碳酸钠(Na[2]CO[3])、氯化钠(NaCl)或氯化钙(CaCl[2]))。添加无机盐可以有助于修复剂分散在整个混溶性强化油采收剂/水混合物中。强化修复剂分散可以降低混溶性强化油采收剂和水界面之间的相互作用。降低的相互作用可降低混合物的界面张力和提供流动性更好的流体。
替代实施方案：
在一些实施方案中，可以将油和/或气从地层采收入井中，和使其流过井和出油管线至设施。在一些实施方案中，可以通过使用试剂例如蒸汽、水、表面活性剂、聚合物驱油物质和/或混溶剂例如二硫化碳制剂和/或二氧化碳的强化油采收强化来自地层的油和/或气的流动。
在一些实施方案中，从地层采收的油和/或气可能含有硫化合物。硫化合物可以包括硫化氢、硫醇、二硫化氢之外的硫化物和二硫化物、或杂环硫化合物例如噻吩、苯并噻吩或取代和缩合的环二苯并噻吩、或它们的混合物。
在一些实施方案中，可将来自地层的硫化合物转化成二硫化碳制剂。可通过任意已知的方法将至少一部分硫化合物转化成二硫化碳制剂。适合的方法可包括使硫化合物氧化反应成硫和/或二氧化硫，和使硫和/或二氧化硫与碳和/或含碳化合物反应以形成二硫化碳制剂。用于将至少一部分硫化合物转化成二硫化碳制剂的方法的选择不是关键的。
在一些实施方案中，适合的混溶性强化油采收试剂可以是二硫化碳制剂。二硫化碳制剂可以包括二硫化碳和/或二硫化碳衍生物，例如硫代碳酸酯、黄原酸酯和它们的混合物；和任选的一种或多种以下物质：硫化氢、硫、二氧化碳、烃和它们的混合物。
在一些实施方案中，2006年4月19日提交的代理人案卷号为TH2616、序列号为11/409,436的共同待审美国专利申请中公开了生产二硫化碳制剂的适合方法。序列号为11/409,436的美国专利申请经此引用全文并入本文。
在一些实施方案中，适合的混溶性强化油采收试剂包括二硫化碳、硫化氢、二氧化碳、辛烷、戊烷、LPG、C2-C6脂族烃、氮、柴油、石油溶剂、石脑油溶剂、沥青溶剂、煤油、丙酮、二甲苯、三氯乙烷、或两种或更多种前述物质的混合物、或本领域中已知的其它混溶性强化油采收试剂。在一些实施方案中，适合的混溶性强化油采收试剂是与地层中的油初次接触混溶性的或多次接触混溶性的。
在一些实施方案中，适合的不混溶性强化油采收试剂包括气体或液体形式的水、空气、两种或更多种前述物质的混合物、或本领域中已知的其它不混溶性强化油采收试剂。在一些实施方案中，适合的不混溶性强化油采收试剂与地层中的油不是初次接触混溶性的或多次接触混溶性的。
在一些实施方案中，可以从产出的油和/或气中回收注入地层中的不混溶性和/或混溶性强化油采收试剂，和将其再次注入地层中。
在一些实施方案中，在注入任何的强化油采收试剂之前地层中存在的油的粘度为至少约100厘泊，或至少约500厘泊，或至少约1000厘泊，或至少约2000厘泊，或至少约5000厘泊，或至少约10,000厘泊。在一些实施方案中，在注入任何的强化油采收试剂之前地层中存在的油的粘度为至多约5,000,000厘泊，或至多约2,000,000厘泊，或至多约1,000,000厘泊，或至多约500,000厘泊。
释放至少一部分混溶性强化油采收试剂和/或其它液体和/或气体可使用任意已知的方法完成。一种适合的方法是将混溶性强化油采收制剂注入单独井的单独导管中，浸泡二硫化碳制剂，和随后与气体和/或液体一起泵出至少一部分二硫化碳制剂。另一适合的方法是将混溶性强化油采收制剂注入第一井中，和由第二井与气体和/或液体一起泵出至少一部分二硫化碳制剂。用于注入至少一部分混溶性强化油采收制剂和/或其它液体和/或气体的方法的选择不是关键的。
在一些实施方案中，可以在至多为地层断裂压力的压力下将混溶性强化油采收制剂和/或其它液体和/或气体泵送入地层中。
在一些实施方案中，可以将混溶性强化油采收制剂混于地层中的油和/或气中以形成可由井采收的混合物。在一些实施方案中，可以将一定量的混溶性强化油采收制剂注入井中，随后注入另一组分以驱动碳制剂穿过地层。可以使用例如空气、液体或蒸气形式的水、二氧化碳、其它气体、其它液体、和/或它们的混合物以驱动混溶性强化油采收制剂穿过地层。
在一些实施方案中，在注入地层中之前可以加热混溶性强化油采收制剂以降低地层中流体例如重油、链烷烃、沥青质等的粘度。
在一些实施方案中，可以使用加热后的流体或加热器在地层中加热混溶性强化油采收制剂和/或使之沸腾以降低地层中流体的粘度。在一些实施方案中，可以使用加热后的水和/或蒸汽以加热地层中的混溶性强化油采收制剂和/或使之气化。
在一些实施方案中，可以使用加热器在地层中加热混溶性强化油采收制剂和/或使之沸腾。2003年10月24日提交的代理人案卷号为TH2557、序列号为10/693,816的共同待审美国专利申请中公开了一种适合的加热器。序列号为10/693,816的美国专利申请经此引用全文并入本文。
在一些实施方案中，可以将生产的油和/或气输送至炼厂和/或处理设施。可处理油和/或气以生产商业产品，例如运输燃料如汽油和柴油、民用燃料油、润滑剂、化学品和/或聚合物。处理方法可包括蒸馏和/或分馏油和/或气以生产一种或多种馏分油馏分。在一些实施方案中，可对油和/或气、和/或一种或多种馏分油馏分进行下列一种或多种处理：催化裂化、加氢裂化、加氢处理、焦化、热裂化、蒸馏、重整、聚合、异构化、烷基化、共混和脱蜡。
示例性实施方案：
在本发明的一个实施方案中，公开了用于从地下地层生产油和/或气的***，包括：分散于地层之上的第一井阵列；分散于地层之上的第二井阵列；其中第一井阵列包括将混溶性强化油采收制剂注入地层中的装置，而第二井阵列包括在第一时间段内从地层生产油和/或气的装置；和其中第二井阵列包括将修复剂注入地层中的装置，而第一井阵列包括在第二时间段内从地层生产混溶性强化油采收制剂的装置。在一些实施方案中，第一井阵列中的井在离第二井阵列中的一个或多个相邻井10米-1千米的距离处。在一些实施方案中，地下地层在水体下方。在一些实施方案中，所述***还包括在已将混溶性强化油采收制剂释放入地层中之后将不混溶性强化油采收制剂注入地层中的装置。在一些实施方案中，所述***还包括选自二硫化碳制剂、硫化氢、二氧化碳、辛烷、戊烷、LPG、C2-C6脂族烃、氮、柴油、石油溶剂、石脑油溶剂、沥青溶剂、煤油、丙酮、二甲苯、三氯乙烷和它们的混合物的混溶性强化油采收制剂。在一些实施方案中，所述***还包括选自气体或液体形式的水、空气和它们的混合物的不混溶性强化油采收制剂。在一些实施方案中，第一井阵列包括5-500口井，和第二井阵列包括5-500口井。在一些实施方案中，所述***还包括含有二硫化碳制剂的混溶性强化油采收制剂。在一些实施方案中，所述***还包括用于生产二硫化碳制剂的装置。在一些实施方案中，地下地层包含粘度为100-5,000,000厘泊的油。在一些实施方案中，第一井阵列包括地层中的混溶性强化油采收制剂分布，和第二井阵列包括地层中的油采收分布，所述***还包括在混溶性强化油采收制剂分布和油采收分布之间的重叠。
在本发明的一个实施方案中，公开了一种用于生产油和/或气的方法，包括：在第一时间段内由第一井将二硫化碳制剂注入地层中；在第一时间段内由第二井从地层生产油和/或气；在第二时间段内由第二井将修复剂注入地层中；和在第二时间段内由第一井从地层生产二硫化碳制剂。在一些实施方案中，所述方法还包括从油和/或气中回收如果存在的二硫化碳制剂，和随后将至少一部分回收的二硫化碳制剂注入地层中。在一些实施方案中，注入二硫化碳制剂包括以与以下物质的混合物形式将至少一部分二硫化碳制剂注入地层中：一种或多种烃、二硫化碳之外的硫化合物、二氧化碳、一氧化碳或它们的混合物。在一些实施方案中，所述方法还包括在将二硫化碳制剂注入地层中之前或当二硫化碳制剂在地层中时，加热二硫化碳制剂。在一些实施方案中，在当二硫化碳注入开始之前测量，二硫化碳制剂在高于初始储层压力0-37,000千帕的压力下注入。在一些实施方案中，地下地层包括0.0001-15达西的渗透性，例如0.001-1达西的渗透性。在一些实施方案中，在注入二硫化碳制剂之前，在地下地层中存在的任意油的硫含量为0.5-5％，例如1-3％。在一些实施方案中，所述方法还包括将至少一部分采收的油和/或气转化成选自运输燃料例如汽油和柴油、民用燃料油、润滑剂、化学品和/或聚合物的材料。在一些实施方案中，修复剂包含水和表面活性剂。在一些实施方案中，修复剂包含水和水中溶解的聚合物。在一些实施方案中，所述方法还包括：在第三时间段内由第一井将水注入地层中；和在第三时间段内由第二井从地层中生产修复剂。
在本发明的一个实施方案中，公开了一种用于生产油和/或气的方法，包括：在第一时间段内由第一井将混溶性强化油采收制剂注入地层中；在第一时间段内由第二井从地层生产油和/或气；在第二时间段内由第二井将修复剂注入地层中；和在第二时间段内由第一井从地层生产混溶性强化油采收制剂。在一些实施方案中，第一和第二时间段构成周期，所述周期为12小时-1年。在一些实施方案中，所述方法还包括在第一时间段之后和第二时间段之前的一段时间内，由第一井将不混溶性强化油采收制剂注入地层中，以推动混溶性强化油采收制剂通过地层。在一些实施方案中，所述方法还包括在第二时间段之后的一段时间内，由第二井将水注入地层中，以推动修复剂通过地层。在一些实施方案中，产生的油和/或气包含硫化合物，所述方法还包括将至少一部分硫化合物转化成混溶性强化油采收制剂。在一些实施方案中，混溶性强化油采收制剂包含二硫化碳制剂。在一些实施方案中，所述方法还包括加热混溶性强化油采收制剂。在一些实施方案中，修复剂包含水和表面活性剂。
本领域技术人员将理解到在不偏离所公开的本发明实施方案、结构、材料和方法的精神和范围的前提下，可对它们进行多种修改和变化。因此，本文所附权利要求和它们的功能性等价物的范围不应由本文描述和图示的具体实施方案限定，因为这些具体实施方案本质上仅是示例性的。
Claims (22)
1.一种用于从地下地层生产油和/或气的***，包括：
分散于地层之上的第一井阵列；
分散于地层之上的第二井阵列；
其中第一井阵列包括将二硫化碳注入地层中的装置，而第二井阵列包括在第一时间段内从地层生产油和/或气的装置；和
其中第二井阵列包括将修复剂注入地层中的装置，而第一井阵列包括在第二时间段内从地层生产二硫化碳的装置，其中所述修复剂包含水和表面活性剂或水和水中溶解的聚合物。
2.权利要求1的***，其中第一井阵列中的井在离第二井阵列中的一个或多个相邻井10米-1千米的距离处。
3.权利要求1或2的***，其中地下地层在水体下方。
4.权利要求1或2的***，还包括选自气体或液体形式的水、空气和它们的混合物的不混溶性强化油采收制剂，和在已将二硫化碳释放入地层中之后将所述不混溶性强化油采收制剂注入地层中的装置。
5.权利要求1或2的***，其中第一井阵列包括5-500口井，和第二井阵列包括5-500口井。
6.权利要求1或2的***，还包括用于生产二硫化碳的装置。
7.权利要求1或2的***，其中地下地层包含粘度为100-5,000,000厘泊的油。
8.权利要求1或2的***，其中第一井阵列包括地层中的二硫化碳分布，和第二井阵列包括地层中的油采收分布，所述***还包括在二硫化碳分布和油采收分布之间的重叠。
9.一种用于生产油和/或气的方法，包括：
在第一时间段内由第一井将二硫化碳制剂注入地层中；
在第一时间段内由第二井从地层生产油和/或气；
在第二时间段内由第二井将修复剂注入地层中，其中所述修复剂包含水和表面活性剂或水和水中溶解的聚合物；和
在第二时间段内由第一井从地层生产二硫化碳制剂。
10.权利要求9的方法，还包括从油和/或气中回收如果存在的二硫化碳制剂，和随后将至少一部分回收的二硫化碳制剂注入地层中。
11.权利要求9或10的方法，其中注入二硫化碳制剂包括以与以下物质的混合物形式将至少一部分二硫化碳制剂注入地层中：一种或多种烃、二硫化碳之外的硫化合物、二氧化碳、一氧化碳或它们的混合物。
12.权利要求9或10的方法，还包括在将二硫化碳制剂注入地层中之前或当二硫化碳制剂在地层中时，加热二硫化碳制剂。
13.权利要求9或10的方法，其中在当二硫化碳注入开始之前测量，二硫化碳制剂在高于初始储层压力0-37,000千帕的压力下注入。
14.权利要求9或10的方法，其中地下地层包括0.0001-15达西的渗透性。
15.权利要求9或10的方法，其中在注入二硫化碳制剂之前在地下地层中存在的任意油的硫含量为0.5-5％。
16.权利要求9或10的方法，还包括将至少一部分采收的油和/或气转化成选自运输燃料、民用燃料油、润滑剂和/或聚合物的材料。
17.权利要求9或10的方法，还包括将至少一部分采收的油和/或气转化成选自化学品的材料。
18.权利要求9或10的方法，还包括在第三时间段内由第一井将水注入地层中；和在第三时间段内由第二井从地层中生产修复剂。
19.权利要求9的方法，其中第一和第二时间段构成周期，其中所述周期为12小时-1年。
20.权利要求9的方法，还包括在第一时间段之后和第二时间段之前的一段时间内，由第一井将不混溶性强化油采收制剂注入地层中以推动二硫化碳制剂通过地层。
21.权利要求9的方法，其中产生的油和/或气包含硫化合物，所述方法还包括将至少一部分硫化合物转化成二硫化碳制剂。
22.权利要求9的方法，还包括加热二硫化碳制剂。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US98400407P | 2007-10-31 | 2007-10-31 | |
| US60/984,004 | 2007-10-31 | ||
| PCT/US2008/081562 WO2009058846A1 (en) | 2007-10-31 | 2008-10-29 | Systems and methods for producing oil and/or gas |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN101842549A CN101842549A (zh) | 2010-09-22 |
| CN101842549B true CN101842549B (zh) | 2013-11-20 |
Family
ID=40427185
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN2008801136641A Expired - Fee Related CN101842549B (zh) | 2007-10-31 | 2008-10-29 | 生产油和/或气的***和方法 |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7926561B2 (zh) |
| CN (1) | CN101842549B (zh) |
| CA (1) | CA2703888A1 (zh) |
| RU (1) | RU2475632C2 (zh) |
| WO (1) | WO2009058846A1 (zh) |
Families Citing this family (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2049767A1 (en) | 2006-08-10 | 2009-04-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Methods for producing oil and/or gas |
| CN101861444B (zh) * | 2007-11-19 | 2013-11-06 | 国际壳牌研究有限公司 | 生产油和/或气的***与方法 |
| RU2510454C2 (ru) * | 2008-07-14 | 2014-03-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты) |
| US8175751B2 (en) * | 2009-05-27 | 2012-05-08 | Chevron U.S.A. Inc. | Computer-implemented systems and methods for screening and predicting the performance of enhanced oil recovery and improved oil recovery methods |
| US20120138316A1 (en) * | 2009-08-10 | 2012-06-07 | Andreas Nicholas Matzakos | Enhanced oil recovery systems and methods |
| US20110203792A1 (en) * | 2009-12-15 | 2011-08-25 | Chevron U.S.A. Inc. | System, method and assembly for wellbore maintenance operations |
| WO2011090921A1 (en) * | 2010-01-20 | 2011-07-28 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| RU2012136119A (ru) * | 2010-01-22 | 2014-02-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Системы и способы добычи нефти и/или газа |
| US8967258B2 (en) | 2010-05-10 | 2015-03-03 | Soane Energy, Llc | Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces |
| US10012061B2 (en) | 2010-05-10 | 2018-07-03 | Soane Energy, Llc | Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces |
| US20120067571A1 (en) * | 2010-09-17 | 2012-03-22 | Shell Oil Company | Methods for producing oil and/or gas |
| CA2730875C (en) * | 2011-02-07 | 2015-09-08 | Brent D. Fermaniuk | Wellbore injection system |
| US9234417B2 (en) | 2011-03-18 | 2016-01-12 | Shell Oil Company | Systems and methods for separating oil and/or gas mixtures |
| RU2014131481A (ru) * | 2011-12-30 | 2016-02-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхапий Б.В. | Способ добычи нефти |
| FR2986008B1 (fr) * | 2012-01-25 | 2015-02-20 | Rhodia Operations | Agents desorbants pour la recuperation assistee du petrole |
| CA3171397A1 (en) | 2014-02-27 | 2015-09-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and system for lining a tubular |
| CN105422067B (zh) * | 2015-12-29 | 2017-11-28 | 中国石油大学(华东) | 活性水驱替开采煤层气的方法 |
| US10246980B2 (en) | 2016-09-23 | 2019-04-02 | Statoil Gulf Services LLC | Flooding process for hydrocarbon recovery from a subsurface formation |
| US10246981B2 (en) | 2016-09-23 | 2019-04-02 | Statoil Gulf Services LLC | Fluid injection process for hydrocarbon recovery from a subsurface formation |
| US20240093577A1 (en) * | 2022-09-20 | 2024-03-21 | Ergo Exergy Technologies Inc. | Quenching and/or sequestering process fluids within underground carbonaceous formations, and associated systems and methods |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3084743A (en) * | 1958-09-16 | 1963-04-09 | Jersey Prod Res Co | Secondary recovery of petroleum |
| US3415573A (en) * | 1966-08-22 | 1968-12-10 | Shell Oil Co | Method of sulfur recovery from sulfur-containing hydrogen sulfide rich formations |
| US3512585A (en) * | 1968-08-08 | 1970-05-19 | Texaco Inc | Method of recovering hydrocarbons by in situ vaporization of connate water |
| US3878892A (en) * | 1973-05-04 | 1975-04-22 | Texaco Inc | Vertical downward gas-driven miscible blanket flooding oil recovery process |
| US4836935A (en) * | 1988-09-09 | 1989-06-06 | Conoco Inc. | Oil removal from waterflooding injection water |
| US5097903A (en) * | 1989-09-22 | 1992-03-24 | Jack C. Sloan | Method for recovering intractable petroleum from subterranean formations |
Family Cites Families (98)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2330934A (en) * | 1939-09-11 | 1943-10-05 | Pure Oil Co | Sulphur oxidation of hydrocarbons |
| US2492719A (en) * | 1943-06-26 | 1949-12-27 | Pure Oil Co | Preparation of carbon disulfide |
| US2636810A (en) * | 1947-12-15 | 1953-04-28 | Fmc Corp | Manufacture of carbon disulfide |
| US2670801A (en) * | 1948-08-13 | 1954-03-02 | Union Oil Co | Recovery of hydrocarbons |
| US3794114A (en) * | 1952-06-27 | 1974-02-26 | C Brandon | Use of liquefiable gas to control liquid flow in permeable formations |
| US3087788A (en) * | 1959-04-06 | 1963-04-30 | Fmc Corp | Combined catalytic and non-catalytic process of producing hydrogen sulfide and carbon disulfide |
| GB1007674A (en) | 1962-04-20 | 1965-10-22 | Marco Preda | Process for catalytically producing carbon disulphide from sulphur vapour and gaseous hydrocarbon |
| US3254960A (en) * | 1963-11-26 | 1966-06-07 | Sun Oil Co | Wave reactor |
| US3345135A (en) * | 1963-12-06 | 1967-10-03 | Mobil Oil Corp | The catalytic oxidation of hydrocarbons in the presence of hydrogen sulfide to produce carbon disulfide and oxides of carbon |
| FR1493586A (fr) | 1966-06-15 | 1967-09-01 | Progil | Procédé de fabrication de sulfure de carbone |
| US3393733A (en) * | 1966-08-22 | 1968-07-23 | Shell Oil Co | Method of producing wells without plugging of tubing string |
| US3387888A (en) * | 1966-11-16 | 1968-06-11 | Continental Oil Co | Fracturing method in solution mining |
| US3402768A (en) * | 1967-03-29 | 1968-09-24 | Continental Oil Co | Oil recovery method using a nine-spot well pattern |
| US3498378A (en) * | 1967-06-09 | 1970-03-03 | Exxon Production Research Co | Oil recovery from fractured matrix reservoirs |
| US3429372A (en) * | 1967-09-15 | 1969-02-25 | Mobil Oil Corp | Oil recovery method employing thickened water and crossflooding |
| US3581821A (en) * | 1969-05-09 | 1971-06-01 | Petra Flow Inc | Cryothermal process for the recovery of oil |
| US3943160A (en) * | 1970-03-09 | 1976-03-09 | Shell Oil Company | Heat-stable calcium-compatible waterflood surfactant |
| US3647906A (en) * | 1970-05-11 | 1972-03-07 | Shell Oil Co | Alpha-olefin production |
| US4305463A (en) * | 1979-10-31 | 1981-12-15 | Oil Trieval Corporation | Oil recovery method and apparatus |
| US3672448A (en) * | 1970-12-30 | 1972-06-27 | Texaco Inc | Interface advance control in secondary recovery program by reshaping of the interface between driving and driven fluids and by the use of a dynamic gradient barrier |
| US3754598A (en) * | 1971-11-08 | 1973-08-28 | Phillips Petroleum Co | Method for producing a hydrocarbon-containing formation |
| US3724553A (en) * | 1971-11-18 | 1973-04-03 | Mobil Oil Corp | Paraffin well treatment method |
| US3729053A (en) * | 1972-01-05 | 1973-04-24 | Amoco Prod Co | Method for increasing permeability of oil-bearing formations |
| US3805892A (en) * | 1972-12-22 | 1974-04-23 | Texaco Inc | Secondary oil recovery |
| US3927185A (en) * | 1973-04-30 | 1975-12-16 | Fmc Corp | Process for producing carbon disulfide |
| US3840073A (en) * | 1973-05-04 | 1974-10-08 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum |
| US3847221A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-12 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum using carbon disulfide and a hydrocarbon solvent |
| US3847224A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-12 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum |
| US3838738A (en) * | 1973-05-04 | 1974-10-01 | Texaco Inc | Method for recovering petroleum from viscous petroleum containing formations including tar sands |
| US3850245A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-26 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum |
| US3823777A (en) * | 1973-05-04 | 1974-07-16 | Texaco Inc | Multiple solvent miscible flooding technique for use in petroleum formation over-laying and in contact with water saturated porous formations |
| US3822748A (en) * | 1973-05-04 | 1974-07-09 | Texaco Inc | Petroleum recovery process |
| US3908762A (en) * | 1973-09-27 | 1975-09-30 | Texaco Exploration Ca Ltd | Method for establishing communication path in viscous petroleum-containing formations including tar sand deposits for use in oil recovery operations |
| US3913672A (en) * | 1973-10-15 | 1975-10-21 | Texaco Inc | Method for establishing communication path in viscous petroleum-containing formations including tar sands for oil recovery operations |
| US3946812A (en) * | 1974-01-02 | 1976-03-30 | Exxon Production Research Company | Use of materials as waterflood additives |
| US4008764A (en) * | 1974-03-07 | 1977-02-22 | Texaco Inc. | Carrier gas vaporized solvent oil recovery method |
| US4122156A (en) * | 1975-08-13 | 1978-10-24 | New England Power Company | Process for the production of carbon disulfide from sulfur dioxide removed from a flue gas |
| US4077471A (en) * | 1976-12-01 | 1978-03-07 | Texaco Inc. | Surfactant oil recovery process usable in high temperature, high salinity formations |
| US4182416A (en) * | 1978-03-27 | 1980-01-08 | Phillips Petroleum Company | Induced oil recovery process |
| US4216079A (en) * | 1979-07-09 | 1980-08-05 | Cities Service Company | Emulsion breaking with surfactant recovery |
| US4330038A (en) * | 1980-05-14 | 1982-05-18 | Zimpro-Aec Ltd. | Oil reclamation process |
| US4543434A (en) * | 1981-01-28 | 1985-09-24 | Mobil Oil Corporation | Process for producing liquid hydrocarbon fuels |
| US4488976A (en) * | 1981-03-25 | 1984-12-18 | Shell Oil Company | Olefin sulfonate-improved steam foam drive |
| US4393937A (en) * | 1981-03-25 | 1983-07-19 | Shell Oil Company | Olefin sulfonate-improved steam foam drive |
| US4476113A (en) * | 1981-10-27 | 1984-10-09 | Union Oil Company Of California | Stabilized fumigant composition comprising an aqueous solution of ammonia, hydrogen sulfide, carbon disulfide and sulfur |
| US4427067A (en) * | 1982-08-06 | 1984-01-24 | Exxon Production Research Co. | Water and miscible fluid flooding method having good vertical conformance for recovering oil |
| GB2136034B (en) * | 1983-09-08 | 1986-05-14 | Zakiewicz Bohdan M Dr | Recovering hydrocarbons from mineral oil deposits |
| US4512400A (en) * | 1983-10-26 | 1985-04-23 | Chevron Research Company | Miscible displacement drive for enhanced oil recovery in low pressure reservoirs |
| US4727937A (en) * | 1986-10-02 | 1988-03-01 | Texaco Inc. | Steamflood process employing horizontal and vertical wells |
| US4744417A (en) * | 1987-05-21 | 1988-05-17 | Mobil Oil Corporation | Method for effectively handling CO2 -hydrocarbon gas mixture in a miscible CO2 flood for oil recovery |
| US4822938A (en) * | 1988-05-03 | 1989-04-18 | Mobil Oil Corporation | Processes for converting methane to higher molecular weight hydrocarbons via sulfur-containing intermediates |
| US5076358A (en) * | 1988-07-22 | 1991-12-31 | Union Oil Company Of California | Petroleum recovery with organonitrogen thiocarbonates |
| US4963340A (en) * | 1989-03-13 | 1990-10-16 | Mobil Oil Corporation | Cyclic process for converting methane to carbon disulfide |
| DE3918265A1 (de) * | 1989-06-05 | 1991-01-03 | Henkel Kgaa | Verfahren zur herstellung von tensidgemischen auf ethersulfonatbasis und ihre verwendung |
| GB2232428B (en) * | 1989-06-06 | 1993-05-05 | Shell Int Research | Surfactant composition |
| US5065821A (en) * | 1990-01-11 | 1991-11-19 | Texaco Inc. | Gas flooding with horizontal and vertical wells |
| US5014784A (en) * | 1990-01-26 | 1991-05-14 | Texaco Inc. | Steamflooding in multi layered reservoirs |
| US5089246A (en) * | 1990-01-29 | 1992-02-18 | Atochem North America, Inc. | Process for converting carbon disulfide to hydrogen sulfide in hydrogen sulfide/carbon disulfide mixtures |
| SU1756545A1 (ru) * | 1990-03-05 | 1992-08-23 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ разработки нефт ного месторождени , сложенного послойно-зонально неоднородными пластами |
| US5167280A (en) * | 1990-06-24 | 1992-12-01 | Mobil Oil Corporation | Single horizontal well process for solvent/solute stimulation |
| US5120935A (en) * | 1990-10-01 | 1992-06-09 | Nenniger John E | Method and apparatus for oil well stimulation utilizing electrically heated solvents |
| US5304361A (en) | 1992-06-26 | 1994-04-19 | Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation | Removal of hydrogen sulfide |
| US5607016A (en) * | 1993-10-15 | 1997-03-04 | Butler; Roger M. | Process and apparatus for the recovery of hydrocarbons from a reservoir of hydrocarbons |
| US5634984A (en) * | 1993-12-22 | 1997-06-03 | Union Oil Company Of California | Method for cleaning an oil-coated substrate |
| US6506349B1 (en) * | 1994-11-03 | 2003-01-14 | Tofik K. Khanmamedov | Process for removal of contaminants from a gas stream |
| US5609845A (en) * | 1995-02-08 | 1997-03-11 | Mobil Oil Corporation | Catalytic production of hydrogen from hydrogen sulfide and carbon monoxide |
| US5803171A (en) * | 1995-09-29 | 1998-09-08 | Amoco Corporation | Modified continuous drive drainage process |
| NL1002524C2 (nl) * | 1996-03-04 | 1997-09-05 | Gastec Nv | Katalysator voor de selectieve oxidatie van zwavelverbindingen tot elementaire zwavel, werkwijze voor de bereiding van een dergelijke kata- lysator en werkwijze voor de selectieve oxidatie van zwavelverbindingen elementaire zwavel. |
| US5826656A (en) * | 1996-05-03 | 1998-10-27 | Atlantic Richfield Company | Method for recovering waterflood residual oil |
| US6022834A (en) * | 1996-05-24 | 2000-02-08 | Oil Chem Technologies, Inc. | Alkaline surfactant polymer flooding composition and process |
| US7644759B2 (en) * | 1997-03-24 | 2010-01-12 | Wavefront Energy & Environmental Services Inc. | Enhancement of flow rates through porous media |
| GB9706044D0 (en) * | 1997-03-24 | 1997-05-14 | Davidson Brett C | Dynamic enhancement of fluid flow rate using pressure and strain pulsing |
| US6851473B2 (en) * | 1997-03-24 | 2005-02-08 | Pe-Tech Inc. | Enhancement of flow rates through porous media |
| CA2287944C (en) | 1997-05-01 | 2006-03-21 | Bp Amoco Corporation | Communicating horizontal well network |
| US6149344A (en) * | 1997-10-04 | 2000-11-21 | Master Corporation | Acid gas disposal |
| US6136282A (en) * | 1998-07-29 | 2000-10-24 | Gas Research Institute | Method for removal of hydrogen sulfide from gaseous streams |
| AU3127000A (en) * | 1998-12-22 | 2000-07-12 | Chevron Chemical Company Llc | Oil recovery method for waxy crude oil using alkylaryl sulfonate surfactants derived from alpha-olefins |
| US6946111B2 (en) * | 1999-07-30 | 2005-09-20 | Conocophilips Company | Short contact time catalytic partial oxidation process for recovering sulfur from an H2S containing gas stream |
| US6497855B1 (en) * | 2000-03-22 | 2002-12-24 | Lehigh University | Process for the production of hydrogen from hydrogen sulfide |
| US6893620B2 (en) * | 2000-09-07 | 2005-05-17 | The Boc Group Plc | Process and apparatus for recovering sulphur from a gas stream containing hydrogen sulphide |
| BR0113714B1 (pt) * | 2000-09-07 | 2010-09-21 | processo de recuperaração de vapor de enxofre de corrente de gás de alimentação compreendendo sulfeto de hidrogênio usando dois fornos em série e pelo menos uma planta claus. | |
| RU2181158C1 (ru) * | 2000-09-07 | 2002-04-10 | Западинский Алексей Леонидович | Способ разработки нефтяных месторождений |
| US6706108B2 (en) * | 2001-06-19 | 2004-03-16 | David L. Polston | Method for making a road base material using treated oil and gas waste material |
| MY129091A (en) * | 2001-09-07 | 2007-03-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Acid gas disposal method |
| RU2208138C1 (ru) * | 2001-12-20 | 2003-07-10 | Западинский Алексей Леонидович | Комплекс для разработки нефтяного или газоконденсатного месторождения (варианты) |
| WO2003082455A2 (en) * | 2002-03-25 | 2003-10-09 | Tda Research, Inc. | Catalysts and process for oxidizing hydrogen sulfide to sulfur dioxide and sulfur |
| GB2379685A (en) | 2002-10-28 | 2003-03-19 | Shell Internat Res Maatschhapp | Enhanced oil recovery with asynchronous cyclic variation of injection rates |
| CN100532504C (zh) * | 2002-12-17 | 2009-08-26 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于硫化合物的催化选择性氧化的方法 |
| US7090818B2 (en) * | 2003-01-24 | 2006-08-15 | Stauffer John E | Carbon disulfide process |
| US7025134B2 (en) * | 2003-06-23 | 2006-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface pulse system for injection wells |
| BRPI0608825B1 (pt) * | 2005-04-21 | 2017-06-06 | Shell Int Research | sistema e método para a produção de óleo e/ou gás |
| US20090200018A1 (en) * | 2006-04-27 | 2009-08-13 | Ayca Sivrikoz | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| WO2007131976A1 (en) | 2006-05-16 | 2007-11-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | A process for the manufacture of carbon disulphide |
| CN101443268B (zh) | 2006-05-16 | 2012-06-06 | 国际壳牌研究有限公司 | 制备二硫化碳的方法 |
| US8136590B2 (en) * | 2006-05-22 | 2012-03-20 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| EP2038219A1 (en) | 2006-07-07 | 2009-03-25 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for the manufacture of carbon disulphide and use of a liquid stream comprising carbon disulphide for enhanced oil recovery |
| EP2049767A1 (en) * | 2006-08-10 | 2009-04-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Methods for producing oil and/or gas |
| MX2009002537A (es) | 2006-09-18 | 2009-03-20 | Shell Int Research | Proceso para la manufactura de disulfuro de carbono. |
-
2008
- 2008-10-29 CN CN2008801136641A patent/CN101842549B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-29 WO PCT/US2008/081562 patent/WO2009058846A1/en active Application Filing
- 2008-10-29 RU RU2010121883/03A patent/RU2475632C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-10-29 CA CA2703888A patent/CA2703888A1/en not_active Abandoned
- 2008-10-30 US US12/262,010 patent/US7926561B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3084743A (en) * | 1958-09-16 | 1963-04-09 | Jersey Prod Res Co | Secondary recovery of petroleum |
| US3415573A (en) * | 1966-08-22 | 1968-12-10 | Shell Oil Co | Method of sulfur recovery from sulfur-containing hydrogen sulfide rich formations |
| US3512585A (en) * | 1968-08-08 | 1970-05-19 | Texaco Inc | Method of recovering hydrocarbons by in situ vaporization of connate water |
| US3878892A (en) * | 1973-05-04 | 1975-04-22 | Texaco Inc | Vertical downward gas-driven miscible blanket flooding oil recovery process |
| US4836935A (en) * | 1988-09-09 | 1989-06-06 | Conoco Inc. | Oil removal from waterflooding injection water |
| US5097903A (en) * | 1989-09-22 | 1992-03-24 | Jack C. Sloan | Method for recovering intractable petroleum from subterranean formations |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN101842549A (zh) | 2010-09-22 |
| RU2475632C2 (ru) | 2013-02-20 |
| CA2703888A1 (en) | 2009-05-07 |
| US7926561B2 (en) | 2011-04-19 |
| RU2010121883A (ru) | 2011-12-10 |
| WO2009058846A1 (en) | 2009-05-07 |
| US20090188669A1 (en) | 2009-07-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101842549B (zh) | 生产油和/或气的***和方法 | |
| CN101449027B (zh) | 生产油和/或气体的***和方法 | |
| CN101861444B (zh) | 生产油和/或气的***与方法 | |
| US8136592B2 (en) | Methods for producing oil and/or gas | |
| US8511384B2 (en) | Methods for producing oil and/or gas | |
| CN101595198B (zh) | 用于将气体吸收入液体中的***和方法 | |
| CN104024567A (zh) | 生产油的方法 | |
| US20090260827A1 (en) | Enzyme enhanced oil recovery (EEOR) for water alternating gas (WAG) systems | |
| CN101970599A (zh) | 强化烃采收的方法和组合物 | |
| CN101861445B (zh) | 生产油和/或气的***与方法 | |
| EP2431567A2 (en) | Methods for producing oil and/or gas | |
| CN102449103B (zh) | 从极高盐度的高温地层中强化烃采收的方法和组合物 | |
| Doghaish | Analysis of Enhanced Oil Recovery Processes: A Literature Review |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20131120 Termination date: 20151029 |
|
| EXPY | Termination of patent right or utility model |