EA037800B1 - Способ получения водорода in-situ из подземных углеводородных пластов - Google Patents
Способ получения водорода in-situ из подземных углеводородных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- EA037800B1 EA037800B1 EA201891590A EA201891590A EA037800B1 EA 037800 B1 EA037800 B1 EA 037800B1 EA 201891590 A EA201891590 A EA 201891590A EA 201891590 A EA201891590 A EA 201891590A EA 037800 B1 EA037800 B1 EA 037800B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- formation
- hydrogen
- heating
- well
- membrane
- Prior art date
Links
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 127
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 title claims abstract description 127
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 107
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 26
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 25
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 58
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title abstract description 20
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 title description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 title description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 55
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims abstract description 51
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 45
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 43
- 238000002309 gasification Methods 0.000 claims abstract description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 148
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 38
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 21
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 14
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 9
- 229910000881 Cu alloy Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229910001316 Ag alloy Inorganic materials 0.000 claims description 4
- SWELZOZIOHGSPA-UHFFFAOYSA-N palladium silver Chemical compound [Pd].[Ag] SWELZOZIOHGSPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 3
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 2
- 230000005670 electromagnetic radiation Effects 0.000 claims description 2
- 229910001252 Pd alloy Inorganic materials 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 125
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 37
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 28
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 28
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 21
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 21
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 13
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 13
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 12
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 10
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 9
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 9
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 7
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 7
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 7
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 7
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 5
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000010955 niobium Substances 0.000 description 5
- 238000010794 Cyclic Steam Stimulation Methods 0.000 description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 229910052758 niobium Inorganic materials 0.000 description 3
- GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N niobium atom Chemical compound [Nb] GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 229910052715 tantalum Inorganic materials 0.000 description 3
- GUVRBAGPIYLISA-UHFFFAOYSA-N tantalum atom Chemical compound [Ta] GUVRBAGPIYLISA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 3
- 229910002668 Pd-Cu Inorganic materials 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 229910002090 carbon oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 2
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001257 Nb alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001362 Ta alloys Inorganic materials 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000756 V alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 150000001923 cyclic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000012217 deletion Methods 0.000 description 1
- 230000037430 deletion Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- -1 etc.) etc.) Substances 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 239000003337 fertilizer Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
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
- E21B43/295—Gasification of minerals, e.g. for producing mixtures of combustible gases
-
- 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
-
- 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
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/08—Screens or liners
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/243—Combustion in situ
-
- 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
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/38—Arrangements for separating materials produced by the well in the well
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)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Углеводородный пласт подвергается термической обработке для индуцирования реакций газификации, конверсии водяного пара и/или акватермолиза для образования газов, в том числе водорода. Только водород извлекается на поверхность лишь при применении внутри эксплуатационных скважин мембран, проницаемых только для водорода.
Description
Область техники изобретения
Изобретение относится к получению водорода из подпочвенных источников.
Предпосылки изобретения
Углеводородные пласты многочисленны во всем мире, и известно множество технологий для применения в извлечении углеводорода на поверхность из таких пластов, в том числе первичные способы, а также вторичные способы разработки, такие как заводнение и нагнетание в пласт растворов химических реагентов для получения дополнительного углеводорода.
В случае тяжелой нефти и сверхтяжелой нефти (битума) в естественных пластовых условиях углеводород обычно слишком вязкий для извлечения на поверхность с применением традиционных способов, и поэтому тяжелую нефть и битум обычно термически обрабатывают для снижения вязкости таким образом, чтобы сырье легче двигалось в пласте и могло быть извлечено на поверхность.
После добычи тяжелой нефти и битума их необходимо обогатить до синтетической неочищенной нефти, которую в свою очередь перерабатывают в транспортные топлива и видов сырья для нефтехимической промышленности.
Однако известно, что извлечение углеводородных ресурсов приводит к возможному образованию углекислого газа, поскольку ресурсы или их продукты, как правило, сжигаются для высвобождения их энергии.
Таким образом, существует постоянная потребность в получении топлив, как, например, водород, которые являются более нейтральными в отношении выброса углекислого газа, а также могут использоваться в качестве химического сырья для отраслей промышленности, таких как обогащение и производство удобрений. Однако также известно, что традиционные способы получения водорода (например, реакция риформинга метана паром или электролиз) являются углеродоемкими или нежелательно дорогостоящими для их реализации.
Краткое описание изобретения
Таким образом, настоящее изобретение направлено на обеспечение способов и систем для получения водорода, потенциально нейтральных в отношении выброса углекислого газа источника энергии, и промышленного сырья из углеводородных пластов.
В соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения in situ газификация, конверсия водяного пара и/или акватермолиз используются для получения синтезгаза в подповерхностном пласте, причем такой синтезгаз содержит пар, монооксид углерода, диоксид углерода и водород, при этом оксиды углерода отделяют от извлекаемых на поверхность газов с помощью мембраны, проницаемой только для водорода, в стволе скважины. Затем с помощью данного способа извлекают газовый продукт, в основном содержащий водород, на поверхность.
Полученный водород представляет собой альтернативный энергоноситель, который может быть извлечен на поверхность из углеводородных пластов. Полученный водород затем можно сжигать на поверхности для выработки энергии или тепла или потребления в устройствах на топливных элементах для производства энергии или в качестве промышленного сырья.
В первом широком аспекте настоящего изобретения представлен способ получения водорода из углеводородного пласта, предусматривающий:
a) обеспечение скважины от поверхности до пласта;
b) размещение в скважине по меньшей мере одной мембраны, проницаемой для водорода;
c) нагревание пласта для облегчения протекания по меньшей мере одной из реакций газификации, конверсии водяного пара и акватермолиза между углеводородом и водой внутри пласта с образованием газового потока, содержащего водород; и
d) приведение в контакт газового потока с по меньшей мере одной мембраной, проницаемой для водорода, таким образом, что по меньшей мере одна мембрана, проницаемая для водорода, обеспечивает прохождение на поверхность из газового потока только водорода.
В некоторых иллюстративных вариантах осуществления первого аспекта стадия нагревания пласта предусматривает нагнетание окисляющего средства в пласт для окисления по меньшей мере некоторой части углеводорода внутри пласта; генерирование электромагнитных или радиочастотных волн с помощью электромагнитной или радиочастотной антенны, расположенной внутри пласта; нагнетание горячего материала в пласт или генерирование тепла посредством применения системы резистивного (омического) нагрева, расположенной внутри пласта. Специалисту в данной области техники будет ясно, что для применений по настоящему изобретению могут быть применимы другие способы нагревания.
В некоторых иллюстративных вариантах осуществления по меньшей мере одна мембрана, проницаемая для водорода, может содержать по меньшей мере одно из: палладия (Pd), ванадия (V), тантала (Ta) или ниобия (Nb). По меньшей мере одна мембрана, проницаемая для водорода, может также содержать сплав палладий-медь или потенциально сплав палладий-серебро. По меньшей мере одна мембрана, проницаемая для водорода, может содержать керамический слой, а наиболее предпочтительно - керамический слой с внутренней или с внешней стороны относительно сплава палладий-медь. По меньшей мере одна мембрана, проницаемая для водорода, может содержать керамический слой и слой, отличный от керамического, выбранный из группы, состоящей из палладия, ванадия, тантала, ниобия, меди, сплавов
- 1 037800 этих материалов и их комбинаций, а также слой, отличный от керамического, может содержать сплав палладий-медь.
По меньшей мере одна мембрана, проницаемая для водорода, предпочтительно расположена в скважине внутри пласта, однако она также может быть расположена в скважине вблизи пласта или в других точках скважины.
В некоторых иллюстративных вариантах осуществления в скважине расположен пористый материал для поддержки внутри скважины по меньшей мере одной мембраны, проницаемой для водорода. Пористый материал предпочтительно, но не обязательно, представляет собой пористую сталь.
В некоторых иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения способы предусматривают после стадии нагревания пласта дополнительную стадию задержки приведения в контакт газового потока по меньшей мере с одной мембраной, проницаемой для водорода, для обеспечения дальнейшего получения водорода. Эта стадия задержки может предусматривать задержку, соответствующую периоду от 1 недели до 12 месяцев и наиболее предпочтительно - в диапазоне от 1 до 4 недель.
В иллюстративных вариантах осуществления, где для стадии нагревания пласта используется диэлектрическое нагревание, электромагнитное излучение может иметь частоту, находящуюся в диапазоне от 60 Гц до 1000 ГГц, и предпочтительно в диапазоне от 10 МГц до 10 ГГц.
Если для нагревания пласта применяется система резистивного (омического) нагрева, то нагревание предпочтительно осуществляют до температур, находящихся в диапазоне от 200 до 800°С и наиболее предпочтительно в диапазоне от 400 до 700°С.
Во втором широком аспекте настоящего изобретения представлена система для извлечения водорода из подповерхностного пласта, при этом система содержит устройство для нагревания пласта с целью образования газового потока, содержащего водород;
скважину, расположенную в пласте; и мембрану в скважине, проницаемую для водорода, выполненную с возможностью прохождения через нее водорода из газового потока, однако препятствующую прохождению через нее других газов из газового потока для обеспечения извлечения водорода через скважину на поверхность.
В некоторых иллюстративных вариантах осуществления второго аспекта устройство для нагревания пласта содержит по меньшей мере одно из нагнетателя окисляющего средства, электромагнита, радиочастотной антенны и нагнетателя горячего материала.
Полученный водород может потребляться в устройстве с электрохимическими топливными элементами, сжигаться для получения пара для выработки энергии или пара для извлечения нефти или использоваться в качестве промышленного сырья.
Подробное описание иллюстративных вариантов осуществления настоящего изобретения приведено ниже. Однако следует понимать, что настоящее изобретение не должно истолковываться как ограниченное этими вариантами осуществления. Иллюстративные варианты осуществления относятся к конкретным применениям настоящего изобретения, хотя специалисту в данной области техники будет ясно, что настоящее изобретение имеет более широкую применимость, чем приведенные в данном документе иллюстративные варианты осуществления.
Краткое описание графических материалов
На прилагаемых графических материалах, на которых изображены иллюстративные варианты осуществления настоящего изобретения.
Фиг. 1A-1C представляют собой упрощенные вид сбоку и вид в разрезе, изображающие стадии в системе и способе, посредством которых углеводородный пласт нагревается путем окисления части углеводорода внутри пласта;
фиг. 2 - упрощенный вид сбоку и вид в разрезе, изображающие систему и способ, посредством которых углеводородный пласт нагревается с применением электромагнитной/радиочастотной антенны, расположенной внутри пласта;
фиг. 3 - упрощенный вид сбоку, изображающий применение множества антенн и эксплуатационных скважин;
фиг. 4A-4C - виды в разрезе, изображающие иллюстративные водород-отделяющие композиционные мембраны;
фиг. 5 - упрощенный вид сбоку и вид в разрезе, изображающие иллюстративные систему и способ, посредством которых окисляющее средство непрерывно нагнетается в пласт для получения водорода;
фиг. 6 - упрощенный вид сбоку и вид в разрезе, изображающие иллюстративную систему и способ, в которых одна из скважин содержит теплостойкий картридж внутри скважины для нагревания пласта с целью получения водорода;
фиг. 7 - схему, изображающую некоторые из реакций, которые происходят внутри пласта с получением водорода, происходящие в иллюстративных способах, описанных в данном документе;
фиг. 8A-8B - схемы, изображающие результаты моделирования термореактивного пласта, с использованием схемы реакций, изображенной на фиг. 7, способа получения водорода внутри пласта с тяжелой нефтью, предусматривающего способ нагнетания циклического окисляющего средства, включающего
- 2 037800 периоды без нагнетания, где обеспечивается протекание химических реакций внутри пласта;
фиг. 9A-9D - схемы, изображающие результаты моделирования термореактивного пласта, с использованием схемы реакций, изображенной на фиг. 7, способа получения водорода в пласте с тяжелой нефтью, предусматривающего способ непрерывного нагнетания окисляющего средства.
Ниже будут описаны иллюстративные варианты осуществления изобретения со ссылкой на прилагаемые графические материалы.
Подробное описание иллюстративных вариантов осуществления
В последующем описании конкретные детали приведены для того, чтобы обеспечить более полное понимание специалистам в данной области техники. Однако хорошо известные элементы могут быть не изображены или подробно не описаны во избежание излишнего затруднения в понимании данного раскрытия. Нижеследующее описание примеров настоящего изобретения не предназначено для того, чтобы быть исчерпывающим или ограничивать данное изобретение точной формой любого иллюстративного варианта осуществления. Соответственно, описание и графические материалы следует рассматривать в иллюстративном, а не ограничительном смысле.
По всему представленному описанию многочисленные термины и выражения используются в соответствии с их обычными значениями. Ниже приведены определения некоторых дополнительных терминов и выражений, которые используются в последующем описании.
Нефть представляет собой природный, нерафинированный нефтепродукт, состоящий из углеводородных компонентов. Битум и тяжелая нефть обычно отличаются от других нефтепродуктов на основании их значений плотности и вязкости. Тяжелая нефть обычно классифицируется при плотности, составляющей от 920 до 1000 кг/м3. Битум обычно характеризуется плотностью, составляющей более 1000 кг/м3. Для целей настоящего описания термины нефть, битум и тяжелая нефть используются взаимозаменяемо, так что каждый из них подразумевает другой. Например, когда используется только термин битум, он включает в свой объем тяжелое масло.
Используемый в данном описании термин нефтяной пласт относится к подземному пласту, который состоит в основном из пористой матрицы, которая содержит нефтепродукты, а именно нефть и газ. Используемый в данном описании термин пласт тяжелой нефти относится к нефтяному пласту, который в основном состоит из пористой породы, содержащей тяжелую нефть. Используемый в данном описании термин пласт нефтеносного песчаника относится к нефтяному пласту, который состоит в основном из пористой породы, содержащей битум.
Крекинг относится к расщеплению более крупных углеводородных цепей до соединений с меньшими цепями.
Термин in situ относится к окружающей среде подповерхностного пласта нефтеносного песчаника.
В широких аспектах в иллюстративных способах и системах, описанных в данном документе, в качестве источника водорода применяются пласты нефтеносного песчаника, как битум, так и пластовая вода.
В общем, в настоящем описании описаны системы и способы обработки нефтяных пластов (традиционная нефть, тяжелая нефть, пласты нефтеносного песчаника, пласты карбонатной нефти) для получения водорода. Способы предусматривают нагнетание кислорода или обогащенного кислородом потока в пласт для сжигания части углеводородов в пласте.
В некоторых предпочтительных иллюстративных вариантах осуществления во время нагнетания окисляющего средства какие-либо жидкости на поверхность не извлекаются. После достижения целевой температуры в пласте нагнетание останавливают, и в течение этого времени происходит потребление оставшегося кислорода в пласте, и происходят реакции газификации и реакция конверсии водяного пара. В ходе этих реакций внутри пласта образуется водород. Эксплуатационная скважина оборудована мембраной, проницаемой только для водорода, которая при открытии для получения извлекает на поверхность только водород. После того как скорость получения водорода падает ниже порогового значения, снова начинают нагнетание кислорода, и процесс повторяется несколько раз, пока общая скорость получения водорода не опустится ниже порогового значения. Пороговое значение может быть определено из минимальной скорости извлечения водорода, которая является экономически выгодной, что будет определяться расходами на нагнетание кислорода, ценой производства, хранения, транспортировки и потребления водорода (например, в топливном элементе для питания), а также затратами на эксплуатацию. Мембрана, проницаемая только для водорода, предотвращает извлечение оксидов углерода на поверхность. Таким образом, при осуществлении способа получают водород из углеводородов и воды, которые расположены внутри пласта. Если необходимо, то для обеспечения требуемых реакций вода может нагнетаться в пласт с кислородом.
Окисление жидкостей пласта путем нагнетания кислорода в пласт является одним из способов получения тепла внутри пласта. Реакции, которые происходят в пласте при повышенных температурах, могут включать в себя окисление при низкой и высокой температурах, пиролиз (термический крекинг), акватермолиз (водный пиролиз или реакции термического крекинга в присутствии воды), реакции газификации и реакцию конверсии водяного пара.
На фиг. 1A-1C изображена система 10, где пара скважин 12 с гравитационным дренажом с приме- 3 037800 нением водяного пара (SAGD), содержащая нагнетательную скважину 14 и эксплуатационную скважину 16, применяется для реализации иллюстративного варианта осуществления настоящего изобретения в пласте 18 на трех стадиях. Специалистам в данной области техники будет ясно, что в иллюстративных способах можно использовать существующую пару скважин с гравитационным дренажом с применением водяного пара (SAGD) или пару скважин, в которой просто используется конфигурация скважины SAGD или размещение пар скважин SAGD, например схему размещения пар скважин SAGD. Кроме того, специалистам в данной области техники будет понятно, что в иллюстративных способах может использоваться существующая скважина с циклической стимуляцией пара (CSS) или скважина, в которой просто используется конфигурация или размещение скважин CSS, например схема размещения скважин CSS. На стадии 1 (изображенной на фиг. 1A) кислород нагнетается в пласт 18 через открытую нагнетательную скважину 14, что приводит к сгоранию части битума в зоне горения 20 пласта 18 для получения температур (для неограничивающего примера >700°С), необходимых для реакций газификации, конверсии водяного пара и акватермолиза. Эксплуатационная скважина 16 на данной стадии остается закрытой. На стадии 2 нагнетание кислорода прекращают и нагнетательную скважину 14 закрывают, а оставшийся кислород в пласте 18 потребляется в продолжающихся реакциях в зоне горения 20. Поскольку пласт 18 в прилегающей области скважины находится при достаточно высоких температурах, реакции газификации, конверсии водяного пара и акватермолиза продолжаются. Газовые продукты реакций накапливаются в пласте 18. После этого начинается стадия 3, при которой открывают эксплуатационную скважину 16, содержащую мембрану для отделения водорода (не изображена), с помощью которой водород извлекается на поверхность. После того как получение водорода упадет до малопродуктивных пороговых значений, процесс можно запустить снова со стадии 1. Способ по настоящему изобретению не ограничивается горизонтальными скважинами, но также может быть выполнен с вертикальными, и наклоннонаправленными, и многоствольными скважинами. Способ может в равной степени применяться в газовом пласте. Способ может применяться в случае, когда из пласта, в дополнение к водороду, получают нефть. Способ может применяться в случае, когда из пласта получают синтезгаз.
Другая иллюстративная система 30 в соответствии с настоящим изобретением изображена на фиг.
2. В этом варианте осуществления тепло подается в пласт 18 с применением электромагнитной/радиочастотной антенны 32 для образования нагретой зоны 36. Нагретый пласт 18 подвергают реакциям газификации, конверсии водяного пара и акватермолиза, посредством чего образуется водород и другие газы внутри пласта 18. Образуемый водород извлекается на поверхность через мембрану, проницаемую только для водорода, внутри эксплуатационной скважины 34. Данный подход не ограничивается горизонтальными скважинами, как изображено, но также может быть выполнен с вертикальными, и наклонно-направленными, и многоствольными скважинами. Способ может в равной степени применяться в газовом пласте.
Другой связанный вариант осуществления изображен на фиг. 3 на виде в разрезе или поперечном разрезе, где система 40 содержит множество эксплуатационных скважин 42 и множество электромагнитных/радиочастотных антенн/нагревателей 44. Электромагнитные/радиочастотные нагреватели 44 расположены между эксплуатационными скважинами для получения водорода 42 в пласте 18 и создают нагретую зону 46. Способ по настоящему изобретению не ограничивается горизонтальными скважинами, но также может быть выполнен с вертикальными, и наклонно-направленными, и многоствольными скважинами. Способ может в равной степени применяться в газовом пласте. Также могут использоваться скважины с резистивными (омическими) нагревателями.
В ходе реакций образуется газ, что делает возможным гравитационное дренирование (из-за разности плотности) горячей мобилизованной нефти и конденсата пара по направлению к основанию камеры для реакции газификации. Таким образом, дополнительный исходный материал для дальнейшей реакции обеспечивается перемещением мобилизованной нефти по направлению к реакционной зоне выше и вокруг нагнетательной скважины или антенны. Это помогает в реакциях газификации и поддерживает 700+°С в зоне вблизи скважины. Мембрана в скважине позволяет проходить водороду, а другие молекулы газа задерживает в пласте.
На фиг. 5 изображен дополнительный иллюстративный вариант осуществления системы 50 в соответствии с настоящим изобретением. Аналогично варианту осуществления на фиг. 1A-1C система 50 содержит пару скважин SAGD 52 (нагнетательная скважина 54 и эксплуатационная скважина 56). Однако вместо обеспечения периода химической реакции после нагнетания в нагретой зоне 58 перед получением нагнетательную и эксплуатационную скважины 54, 56 оставляют открытыми, обеспечивают непрерывный поток нагнетаемого окисляющего средства и получают водород. Способ может применяться в случае, когда из пласта, в дополнение к водороду, получают нефть. Способ может применяться в случае, когда из пласта получают синтезгаз.
На фиг. 6 изображен дополнительный иллюстративный вариант осуществления системы 60 в соответствии с настоящим изобретением. В данном варианте осуществления, предусматривающем пару скважин 62 (нагнетательную скважину 64 и эксплуатационную скважину 66), одна из скважин 64, 66 снабжена теплостойким картриджем, который применяется для нагревания зоны пиролиза 68 в пласте 18
- 4 037800 для получения водорода через эксплуатационную скважину 66.
В других, не изображенных вариантах осуществления, может использоваться конфигурация с одной скважиной, где кислород нагнетается вдоль одной части скважины, а получение только водорода происходит вдоль другой части скважины. Скважина может быть вертикальной, наклонно-направленной, горизонтальной или многоствольной.
В дальнейших не проиллюстрированных вариантах осуществления нагревание пласта можно осуществлять посредством электромагнитных или радиочастотных волн. Альтернативно нагревание пласта можно осуществлять с использованием высокотемпературного пара под высоким давлением.
Настоящий способ можно также применять в нефтяных и газовых пластах, где содержание воды в пласте считается высоким, так что в обычной практике эти пласты не разрабатываются в отношении нефти или газа соответственно. Способы и система в соответствии с настоящим изобретением могут применяться в углеводородных пластах с высоким содержанием воды, поскольку водород получается не только из углеводорода, но и из воды внутри пласта. Таким образом, описанные в данном документе способы могут применяться в пластах, где высокое содержание воды делает их менее ценными, чем пласты, насыщенные нефтью, превращая ранее менее ценные нефтяные пласты в ценные источники энергии, поскольку водород поступает как из нефти, так и из воды в пласте.
Настоящее изобретение относится к обработке нефтяного или газового пласта для получения водорода из углеводорода и воды внутри пласта. Обработка включает в себя нагревание пласта для обеспечения реакций газификации и конверсии водяного пара для получения водорода внутри пласта, а затем использование эксплуатационной скважины для получения только водорода, снабженной водородной мембраной для получения водорода из пласта.
Считается, что высокое содержание воды в нефтяных и газовых пластах является невыгодным для извлечения нефти или газа. Однако было обнаружено, что высокое содержание воды может быть выгодным для получения водорода, поскольку водород получают из воды в ходе реакции конверсии водяного пара. Было обнаружено, что во многих реакциях, в ходе которых образуется водород, в качестве источника водорода используется вода в пласте, при этом при температурах реакций пластовая вода превращается в водяной пар, который затем участвует в реакциях парового риформинга с углеводородами в пласте.
Ниже приводится дополнительное подробное описание некоторых иллюстративных вариантов осуществления настоящего изобретения.
A. Нагревание пласта.
В некоторых иллюстративных вариантах осуществления пласт нагревают до температуры, при которой происходят реакции газификации и конверсии водяного пара между нефтью и водой внутри пласта.
Тепло может подаваться в пласт с помощью множества способов, широко известных в данной области техники. Типичные способы, применяемые в данной области техники, предусматривают стадию горения, где кислород нагнетается в пласт в течение периода времени, и часть углеводорода сжигается для выработки тепла внутри пласта для достижения температуры порядка 400-700°С. Другие техники нагревания включают электромагнитное или радиочастотное нагревание. Другие техники нагревания включают нагнетание горячих материалов в пласт.
После того как источник тепла попадает пласт, если это происходит путем горения, нагнетание кислорода прекращают и обеспечивают дальнейшее протекание химических реакций внутри пласта при повышенной температуре, достигнутой с помощью стадии горения. При нагреве посредством электромагнитного нагревания это нагревание может продолжать поддерживать требуемую температуру реакции в пласте.
B. Период реакций газификации, конверсии водяного пара и акватермолиза.
В течение периода времени, в ходе которого пласт находится при повышенной температуре, могут происходить реакции газификации, конверсии водяного пара и акватермолиза с последующим образованием водорода, сероводорода, монооксида углерода, диоксида углерода и пара (водяного пара), а также, возможно, других газов. По мере того как реакции происходят внутри пласта, газовые компоненты собираются внутри поровых пространств пласта и любых трещин или других пустотных пространств внутри пласта.
На фиг. 7 изображены некоторые из реакций, которые происходят в пласте. Как можно видеть, топливо для окисления и газификации представляет собой битум и кокс, которые образуются в результате реакций, происходящих в ходе осуществления способа. Битум может быть представлен в виде смеси мальтенов (насыщенные, ароматические и смолы) и асфальтенов (большие циклические соединения с большой вязкостью). Во время окисления мальтены могут быть превращены в асфальтены. Асфальтены могут быть превращены посредством окисления как при низкой, так и при высокой температуре, а также с помощью термического крекинга в различные газовые продукты, в том числе метан, водород, монооксид углерода, диоксид углерода, сероводород и высокомолекулярные газы (например, пропан и т.д.), и кокс. Затем кокс может быть превращен посредством реакций окисления и газификации в метан, воду (пар), монооксид углерода, диоксид углерода и водород. Кроме того, метан может быть превращен посредством реакций газификации в водород, и диоксид углерода, и монооксид углерода. Монооксид угле- 5 037800 рода и вода (пар) могут быть превращены посредством реакции конверсии водяного пара в водород и диоксид углерода. В общем, топливные компоненты в системе (например, нефть, кокс, метан) могут быть газифицированы для получения смесей монооксида углерода, диоксида углерода и водорода.
C. Получение водорода.
По прошествии времени, достаточного для образования водорода, водород извлекается из пласта через мембраны, проницаемые только для водорода, внутри эксплуатационной скважины. Таким образом, сероводород, монооксид углерода, диоксид углерода, водяной пар и другие газовые компоненты остаются в пласте, а на поверхность выделяется только водород. Поскольку водород удаляется из пласта, то это способствует реакциям с образованием большего количества водорода.
Для помещения в эксплуатационную скважину мембраны, проницаемой только для водорода, металлические мембраны, например, изготовленные из палладия (Pd), ванадия (V), тантала (Ta) или ниобия (Nb), являются механически прочными, но с ограниченным диапазоном оптимальной производительности в отношении температуры. Эти мембраны работают с помощью механизма растворимости-диффузии, при этом водород растворяется в материале мембраны и диффундирует на другую сторону, где он высвобождается; этот механизм обеспечивает поток водорода (скорость переноса молей на единицу площади), пропорциональный квадратному корню давления. Для примера, проницаемость ванадия и титана по отношению к водороду падает при высоких температурах, а также образуются слои оксида металла, которые предотвращают эффективное отделение водорода. Мембраны на основе Pd имеют преимущество, поскольку их проницаемость для водорода повышается с повышением температуры. Однако мембраны на основе Pd отравляются сероводородом (H2S) и монооксидом углерода (CO), которые возникают путем акватермолиза, когда пар и нефть, например битум, контактируют при повышенных температурах. Этому можно противопоставить применение сплавов Pd-медь. Для снижения затрат могут быть сконструированы многослойные мембраны, состоящие из сплава Pd-Cu и V, Ta и Nb. Другие сплавы, такие как сплавы палладий-серебро, также могут быть применимы для некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения.
Керамические мембраны являются инертными по отношению к H2S и CO и могут использоваться при температурах, достигаемых in situ процессами газификации. Микропористые керамические мембраны для отделения водорода имеют несколько преимуществ перед металлическими мембранами: поток прямо пропорционален давлению; проницаемость керамических микропористых мембран значительно возрастает с температурой; и стоимость сырья для керамических мембран намного меньше, чем у металлических мембран. Поскольку они являются пористыми, то они, как правило, не дают возможность получать чистый водород, хотя они могут быть селективными в отношении водорода с относительно высокой проницаемостью водорода. В некоторых вариантах осуществления мембрана может содержать керамический слой, чтобы не только обеспечивать способность выделять водород из газовых компонентов, образующихся в результате реакций, но и укреплять мембрану.
В некоторых вариантах осуществления водородная мембрана характеризуется высокой селективностью по отношению к водороду (особенно, если газообразный водород используется для генерации электроэнергии с помощью топливного элемента на поверхности), высокой проницаемостью по отношению к водороду, способна выдерживать нагревание до 700°С, устойчива к газам H2S и CO, механически надежна, учитывая проблемы с размещением мембран в скважине, и/или может быть изготовлена со значениями диаметра и длины, которые могут соответствовать скважинам (около 20-30 см в диаметре и 700-1000 м в длину). В некоторых вариантах осуществления мембраны могут также могут быть устойчивыми к стадии частичного окисления, при которой расходуется углерод и другие твердые отложения на внешней поверхности композиционной мембраны.
На фиг. 4А-4С изображены иллюстративные варианты осуществления мембран в соответствии с настоящим изобретением. На фиг. 4A изображена мембранная конструкция 70, где конструкция 70 расположена внутри обсадного хвостовика 72. Конструкция 70 содержит пористый стальной опорный слой 74, вышележащий слой сплава Pd-Cu 76 и внешний керамический слой 78. На фиг. 4B опорный слой отсутствует, а конструкция 80 содержит внутренний слой сплава 86 и внешний керамический слой 88, расположенный внутри обсадного хвостовика 82. На фиг. 4C изображена конструкция 90, содержащая только слой сплава 96 в обсадном хвостовике 92.
D. Новый цикл.
Если нагревание осуществляется циклическим образом, например при in situ сгорании, то после того, как температура в пласте упала, так что скорости реакции газификации, конверсии водяного пара и акватермолиза упали, и получение водорода упало ниже порогового значения, новый цикл нагнетания кислорода и последующее in situ горение приведут к возобновлению нагревания пласта. Затем стадии от A до C повторяются. Если непрерывное нагревание осуществляется путем нагнетания окислителя или с помощью электромагнитных, или радиочастотных, или резистивных способов нагрева, то может происходить непрерывное получение водорода из пласта.
Примеры
На фиг. 8A-8B изображены результаты первого моделирования термореактивного пласта, прове- 6 037800 денного с использованием программного обеспечения для моделирования пластов CMG STARS™ (программный продукт, который является отраслевым стандартом для моделирования способа получения термореактивного пласта - им рассчитывают баланс энергии и материала в контексте фазового равновесия и ламинарного потока в пористых средах) для циклического способа в соответствии с настоящим изобретением. В данном случае единственная вертикальная скважина использовалась как для нагнетания, так и для получения внутри пласта. В данном примере операция выполнялась циклически, при этом кислород нагнетался в течение периода времени, после которого нагнетание прекращалось, а затем оно начиналось для осуществления получения в течение периода, после которого его прекращали. Этот цикл нагнетания и получения повторялся до тех пор, пока общий процесс не утрачивал продуктивность на заранее заданных уровнях. Свойства пласта, применяемые в этой трехмерной модели для моделирования пласта, представляли собой свойства, типичные для пластов нефтеносных песчаников (пористость 0,3, горизонтальная проницаемость 2200 мД, вертикальная проницаемость 1100 мД, толщина 37 м, нефтенасыщенность 0,7, начальное давление 2800 кПа, начальная температура 13°С, соотношение газ-нефть исходного раствора 10 м3/м3). В модели использовалась схема реакции, изображенная на фиг. 7. На фиг. 8A изображено, что при введении кислорода циклическим образом в пласте образуется водород посредством реакций, представленных на фиг. 7. На фиг. 8B изображены распределения температуры в вертикальной плоскости нагнетательной/эксплуатационной скважины. Результаты показали, что после нагнетания кислорода в пласт температура достигала 500°С в пласте, окружающем вертикальную скважину. Вследствие этого повышения температуры, реакции, описанные на фиг. 7, происходили с последующим образованием водорода в пласте. После завершения стадии нагнетания кислорода скважину переводили в режим получения, и из пласта получали только водород. Циклы продолжались до тех пор, пока количество водорода, полученного за цикл, больше не было экономически выгодным.
На фиг. 9A-9D проиллюстрированы результаты второго моделирования с использованием программного обеспечения для моделирования пластов CMG STARS™ для иллюстративного варианта осуществления настоящего изобретения, где нижняя нагнетательная скважина расположена в пласте вблизи основания пласта, а верхняя эксплуатационная скважина расположена над нагнетательной скважиной. В данном случае эксплуатационная скважина наклонена внутри пласта, как лучше всего видно на фиг. 9A. В данном примере длина нагнетательной скважины равна 105 м. Свойства пласта, применяемые в данной трехмерной модели для моделирования пласта, представляли собой свойства, типичные для пластов нефтеносных песчаников (пористость 0,3, горизонтальная проницаемость 2200 мД, вертикальная проницаемость 1100 мД, толщина 37 м, нефтенасыщенность 0,7, начальное давление 2800 кПа, начальная температура 13°С, соотношение газ-нефть исходного раствора 10 м3/м3). В модели использовалась схема реакции, изображенная на фиг. 7.
На фиг. 9B изображены операции, в ходе которых в пласт нагнетался кислород с тремя разными скоростями потока. В случаях A, B и C скорость нагнетания кислорода составляла соответственно 17,5, 1,05 и 1,75 млн станд. куб. футов/день.
На фиг. 9C изображены полученные объемы получения водорода из пласта, соответствующие случаям A, B и C. Суммарные объемы водорода, образующиеся после 700 дней работы, составляли 104, 37 и 44 млн станд. куб. футов водорода.
На фиг. 9D представлен пример распределения температуры в горизонтально-вертикальной плоскости нагнетательных и эксплуатационных скважин для случая A. Результаты показывают, что по мере нагнетания кислорода в пласт внутри пласта создавалась реактивная зона. Реактивная зона представляет собой зону с температурой, которая выше, чем исходная температура пласта. Результаты показывают, что температура поднималась выше 450°С, и на фронте реакции температура достигала 900°С. При температурах более 400°С реакции газификации происходили в горячей зоне, в которой образовывался водород, который извлекался исключительно верхней эксплуатационной скважиной на поверхность. Внутри горячей зоны вокруг нагнетательной скважины нагретая нефть стекает и накапливается вокруг нагнетательной скважины, обеспечивая тем самым больше топлива для реакций, которые происходят вокруг нагнетательной скважины.
Вышеприведенные примеры изображают иллюстративные способы проведения реакций газификации in situ в пласте, где для извлечения водорода на поверхность применяется мембрана в эксплуатационной скважине.
Водород, полученный посредством описанных в данном документе способов, может быть использован в топливных элементах на поверхности для выработки энергии или сжигаться для получения пара, который может быть использован для выработки энергии или для других процессов добычи нефти in situ или продаваться как промышленное сырье.
Как будет ясно из вышеизложенного, специалисты в данной области техники легко смогут определить очевидные варианты, способные обеспечить описанную функциональность, и при этом для охвата объема настоящего изобретения предназначены все такие варианты и функциональные эквиваленты.
Если контекст явно не требует иного, то в описании и формуле изобретения термины содержать, содержащий и т.д. должны толковаться в неограничивающем смысле, в от- 7 037800 личие от исключительного или исчерпывающего смысла; т.е. в смысле включая, но без ограничения;
термины связанный, соединенный или любой их вариант означает любую связь или соединение, прямое или непрямое между двумя или более элементами; соединение или связь между элементами может быть физической, логической или их комбинацией;
термины в данном документе, выше, ниже и слова с аналогичным значением, в случае если они используются для изложения данного описания, относятся к данному описанию в целом, а не к каким-либо частям данного описания;
или в отношении списка из двух или более элементов охватывает все следующие интерпретации слова: любой из элементов в списке, все элементы в списке и любую комбинацию элементов в списке;
формы единственного числа также включают значение любых соответствующих форм множественного числа.
Слова, обозначающие направления, такие как вертикальный, поперечный, горизонтальный, вверх, вниз, вперед, назад, внутрь, наружный, вертикальный, поперечный, левый, правый, передний, задний, верхняя часть, нижняя часть, ниже, выше, нижний и т.п., используемые в данном описании и любых сопроводительных пунктах (где они присутствуют), зависят от конкретной ориентации описанного и проиллюстрированного устройства. Объект изобретения, описанный в данном документе, может принимать различные альтернативные ориентации. Соответственно, такие термины, обозначающие направление, не строго ограничены и их не следует толковать узко.
Конкретные примеры способов и систем описаны в данном документе для целей иллюстрации. Они являются лишь примерами. Представленная в данном документе технология может применяться к контекстам, отличным от иллюстративных контекстов, описанных выше. При осуществлении настоящего изобретения возможны различные изменения, модификации, дополнения, исключения и перестановки. Настоящее изобретение включает вариации описанных вариантов осуществления, которые будут очевидны для специалиста в данной области, в том числе вариации, полученные путем замены характеристик, элементов и/или действий на эквивалентные характеристики, элементы и/или действия; смешивание и подбор характеристик, элементов и/или действий из различных вариантов осуществления; объединение характеристик, элементов и/или действий из вариантов осуществления, как описано в данном документе, с характеристиками, элементами и/или действиями из другой технологии; и/или исключение характеристик, элементов и/или действий из описанных вариантов осуществления.
Вышеизложенное рассматривается как иллюстративное только исходя из принципов данного изобретения. Объем формулы изобретения не должен ограничиваться вышеизложенными иллюстративными вариантами осуществления, но должен быть широко интерпретирован в соответствии с описанием в целом.
Claims (13)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ получения водорода из нефтяного пласта, при этом способ предусматривает:a) бурение скважины от поверхности до пласта;b) размещение в скважине по меньшей мере одной мембраны, проницаемой для водорода, состоящей из сплава палладий-медь или сплава палладий-серебро;c) нагревание пласта для облегчения протекания по меньшей мере одной из реакций газификации, конверсии водяного газа и акватермолиза между нефтяными углеводородами и водой внутри пласта с образованием газового потока, содержащего водород; иd) сбор водорода на поверхности, отделенного по меньшей мере одной мембраной, проницаемой для водорода от газового потока, проходящего из пласта в скважину.
- 2. Способ по п.1, где стадия нагревания пласта предусматривает нагнетание окисляющего средства в пласт для окисления, по меньшей мере, некоторой части нефтяных углеводородов внутри пласта.
- 3. Способ по п.1, где стадия нагревания пласта предусматривает генерирование электромагнитных или радиочастотных волн с помощью электромагнитной или радиочастотной антенны, расположенной внутри пласта.
- 4. Способ по п.1, где стадия нагревания пласта предусматривает нагнетание горячего материала в пласт.
- 5. Способ по п.1, где стадия нагревания пласта предусматривает генерирование тепла посредством применения системы резистивного (омического) нагрева, расположенной внутри пласта.
- 6. Способ по любому из пп.1-5, где по меньшей мере одна мембрана, проницаемая для водорода, задействует керамический слой для образования мембранного блока.
- 7. Способ по п.6, где керамический слой расположен с внутренней или с внешней стороны относительно по меньшей мере одной мембраны, проницаемой для водорода.
- 8. Способ по любому из пп.1-5, предусматривающий после стадии нагревания пласта дополнительную стадию задержки запуска газового потока в скважину и приведения в контакт газового потока по меньшей мере с одной мембраной, проницаемой для водорода, для обеспечения дальнейшего получения водорода в пределах пласта.
- 9. Способ по п.8, где стадия задержки предусматривает задержку в течение периода в диапазоне от- 8 0378001 недели до 12 месяцев.
- 10. Способ по п.3, где для стадии нагревания пласта применяется диэлектрическое нагревание, при этом электромагнитное излучение характеризуется частотой в диапазоне от 60 Гц до 1000 ГГц.
- 11. Способ по п.5, где для нагрева пласта до температур в диапазоне от 200 до 800°С применяется система резистивного (омического) нагрева.
- 12. Система для извлечения водорода из нефтяного подповерхностного пласта, при этом система содержит устройство для нагревания пласта до температуры образования газового потока, содержащего водород;скважину, расположенную в пласте; и мембрану в скважине, проницаемую для водорода, выполненную с возможностью прохождения через нее водорода из газового потока, однако препятствующую прохождению через нее других газов из газового потока для обеспечения извлечения водорода через скважину на поверхность, причем мембрана, проницаемая для водорода, состоит из сплава палладий-медь или сплава палладий-серебро.
- 13. Система по п.12, где устройство для нагревания пласта содержит по меньшей мере одно из нагнетателя окисляющего средства, электромагнита, радиочастотной антенны и нагнетателя горячего материала.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201662292556P | 2016-02-08 | 2016-02-08 | |
| PCT/CA2017/050135 WO2017136924A1 (en) | 2016-02-08 | 2017-02-07 | In-situ process to produce hydrogen from underground hydrocarbon reservoirs |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201891590A1 EA201891590A1 (ru) | 2019-01-31 |
| EA037800B1 true EA037800B1 (ru) | 2021-05-24 |
Family
ID=59562889
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201891590A EA037800B1 (ru) | 2016-02-08 | 2017-02-07 | Способ получения водорода in-situ из подземных углеводородных пластов |
Country Status (33)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11530603B2 (ru) |
| EP (2) | EP3414425B1 (ru) |
| JP (1) | JP6983166B2 (ru) |
| CN (1) | CN108884711A (ru) |
| AU (1) | AU2017218466B2 (ru) |
| BR (1) | BR112018016053B1 (ru) |
| CA (1) | CA3013875C (ru) |
| CL (1) | CL2018002115A1 (ru) |
| CO (1) | CO2018008434A2 (ru) |
| CU (1) | CU24642B1 (ru) |
| DK (1) | DK3414425T3 (ru) |
| EA (1) | EA037800B1 (ru) |
| EC (1) | ECSP18066474A (ru) |
| ES (1) | ES2929384T3 (ru) |
| GE (1) | GEP20227341B (ru) |
| HR (1) | HRP20221315T1 (ru) |
| HU (1) | HUE060177T2 (ru) |
| IL (1) | IL261003B (ru) |
| LT (1) | LT3414425T (ru) |
| MA (1) | MA43074B2 (ru) |
| MX (1) | MX2018009565A (ru) |
| MY (1) | MY192263A (ru) |
| NZ (1) | NZ744980A (ru) |
| PE (1) | PE20181475A1 (ru) |
| PH (1) | PH12018501655A1 (ru) |
| PL (1) | PL3414425T3 (ru) |
| PT (1) | PT3414425T (ru) |
| RS (1) | RS63689B1 (ru) |
| SA (1) | SA518392170B1 (ru) |
| TN (1) | TN2018000277A1 (ru) |
| UA (1) | UA126655C2 (ru) |
| WO (1) | WO2017136924A1 (ru) |
| ZA (1) | ZA201805947B (ru) |
Families Citing this family (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AU2018286507A1 (en) * | 2017-06-15 | 2020-01-30 | Reventech Inc. | Process to produce hydrogen from underground geothermal reservoirs |
| MA51177B1 (fr) * | 2018-03-06 | 2021-08-31 | Proton Tech Canada Inc | Processus in situ de production de gaz de synthese a partir de reservoirs d'hydrocarbures souterrains |
| GB201808433D0 (en) * | 2018-05-23 | 2018-07-11 | Hydrogen Source As | Process |
| FR3086939A1 (fr) * | 2018-10-05 | 2020-04-10 | Total Sa | Installation et procede autonome de valorisation et transformation d'hydrogene |
| JP7227605B2 (ja) * | 2019-03-25 | 2023-02-22 | 国立大学法人室蘭工業大学 | 石炭の地下ガス化方法 |
| CN111827957A (zh) * | 2020-07-23 | 2020-10-27 | 栾天 | 利用干热岩热能制超临界蒸汽循环发电制氢的***及方法 |
| CN116867953A (zh) * | 2020-12-18 | 2023-10-10 | 质子科技有限公司 | 热碳氢化合物开采操作再利用来生产合成气的方法 |
| US20230050823A1 (en) * | 2021-07-30 | 2023-02-16 | Ohio State Innovation Foundation | Systems and methods for generation of hydrogen by in-situ (subsurface) serpentinization and carbonization of mafic or ultramafic rock |
| WO2023044149A1 (en) * | 2021-09-20 | 2023-03-23 | Texas Tech University System | In-situ hydrogen generation and production from petroleum reservoirs |
| US11828147B2 (en) | 2022-03-30 | 2023-11-28 | Hunt Energy, L.L.C. | System and method for enhanced geothermal energy extraction |
| DE102022203221B3 (de) | 2022-03-31 | 2023-07-06 | Technische Universität Bergakademie Freiberg, Körperschaft des öffentlichen Rechts | Verfahren und anlage zur gewinnung von wasserstoff aus einem kohlenwasserstoffreservoir |
| DE102022203277B3 (de) | 2022-04-01 | 2023-07-13 | Technische Universität Bergakademie Freiberg, Körperschaft des öffentlichen Rechts | Verfahren und anlage zur gewinnung von wasserstoff aus einem kohlenwasserstoffreservoir |
| US20230393114A1 (en) * | 2022-06-07 | 2023-12-07 | Koloma, Inc. | Systems and methods for monitoring, quantitative assessment, and certification of low-carbon hydrogen and derivative products |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008033268A1 (en) * | 2006-09-11 | 2008-03-20 | The Regents Of The University Of California | Production of hydrogen from underground coal gasification |
| WO2008051495A2 (en) * | 2006-10-20 | 2008-05-02 | Shell Oil Company | Systems and processes for use in treating subsurface formations |
Family Cites Families (26)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB827368A (en) * | 1956-01-11 | 1960-02-03 | Coal Industry Patents Ltd | Improvements in the underground gasification of coal |
| US3259186A (en) * | 1963-08-05 | 1966-07-05 | Shell Oil Co | Secondary recovery process |
| CA1261735A (en) * | 1984-04-20 | 1989-09-26 | William J. Klaila | Method and apparatus for recovering fractions from hydrocarbon materials, facilitating the removal and cleansing of hydrocarbon fluids, insulating storage vessels, and cleaningstorage vessels and pipelines |
| FR2685218B1 (fr) * | 1991-12-19 | 1994-02-11 | Institut Francais Petrole | Epurateur d'hydrogene comprenant une embase en alliage de meme composition que celui des tubes. |
| JP2001139302A (ja) * | 1999-11-11 | 2001-05-22 | Mitsubishi Materials Corp | 炭素資源から水素を製造する装置 |
| US7011154B2 (en) * | 2000-04-24 | 2006-03-14 | Shell Oil Company | In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation |
| US7013972B2 (en) * | 2001-04-24 | 2006-03-21 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil shale formation using a natural distributed combustor |
| US20050039400A1 (en) * | 2003-08-22 | 2005-02-24 | Francis Lau | Hydrogen production process from carbonaceous materials using membrane gasifier |
| US7703519B2 (en) * | 2006-11-14 | 2010-04-27 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Combined hydrogen production and unconventional heavy oil extraction |
| JP2008247638A (ja) * | 2007-03-29 | 2008-10-16 | Gifu Univ | 水素製造方法およびそれに用いる水素製造装置 |
| AU2008242799B2 (en) * | 2007-04-20 | 2012-01-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Parallel heater system for subsurface formations |
| US20080296018A1 (en) * | 2007-05-29 | 2008-12-04 | Zubrin Robert M | System and method for extracting petroleum and generating electricity using natural gas or local petroleum |
| JP5379804B2 (ja) * | 2007-10-19 | 2013-12-25 | シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ | 炭化水素含有層の処理用熱源の不規則な間隔 |
| CN101555594B (zh) * | 2008-04-09 | 2010-12-01 | 中国科学院大连化学物理研究所 | 一种组成可控的钯合金复合膜制备方法 |
| BR112012002721A2 (pt) * | 2009-08-10 | 2016-05-03 | Shell Int Research | sistema e método para produzir petróleo e /ou gás |
| EP2556208A4 (en) * | 2010-04-09 | 2014-07-02 | Shell Oil Co | SPIRAL WIRING ISOLATED LADDER HEATER FOR INSTALLATIONS |
| IT1401192B1 (it) * | 2010-06-16 | 2013-07-12 | Enea Agenzia Naz Per Le Nuove Tecnologie L En E Lo Sviluppo Economico Sostenibile | Reattore a membrana per il trattamento di gas contenenti trizio |
| US8692170B2 (en) * | 2010-09-15 | 2014-04-08 | Harris Corporation | Litz heating antenna |
| CN103670338B (zh) * | 2012-09-21 | 2016-06-15 | 新奥气化采煤有限公司 | 一种煤层气与煤共采方法 |
| GB2507042B (en) * | 2012-10-16 | 2018-07-11 | Schlumberger Holdings | Electrochemical hydrogen sensor |
| US20150118145A1 (en) * | 2013-10-28 | 2015-04-30 | Amazonica, Corp. Dba Euro American Hydrogen Corp | Ultra-pure hydrogen generating method and device |
| CN103556980B (zh) * | 2013-10-30 | 2016-06-01 | 新奥气化采煤有限公司 | 煤炭地下气化方法 |
| CN104533364B (zh) * | 2014-11-24 | 2017-10-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油及超稠油油藏的地下加氢催化改质开采方法 |
| CN104747156A (zh) * | 2015-03-23 | 2015-07-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种超稠油油藏的开采方法及注入*** |
| US20190017358A1 (en) * | 2015-12-07 | 2019-01-17 | Robert L Morse | Increased Hydrocarbon Production by Thermal and Radial Stimulation |
| AU2018286507A1 (en) * | 2017-06-15 | 2020-01-30 | Reventech Inc. | Process to produce hydrogen from underground geothermal reservoirs |
-
2017
- 2017-02-07 PE PE2018001489A patent/PE20181475A1/es unknown
- 2017-02-07 UA UAA201808682A patent/UA126655C2/uk unknown
- 2017-02-07 US US16/076,277 patent/US11530603B2/en active Active
- 2017-02-07 PL PL17749852.4T patent/PL3414425T3/pl unknown
- 2017-02-07 HU HUE17749852A patent/HUE060177T2/hu unknown
- 2017-02-07 EA EA201891590A patent/EA037800B1/ru unknown
- 2017-02-07 HR HRP20221315TT patent/HRP20221315T1/hr unknown
- 2017-02-07 CA CA3013875A patent/CA3013875C/en active Active
- 2017-02-07 MA MA43074A patent/MA43074B2/fr unknown
- 2017-02-07 MY MYPI2018001404A patent/MY192263A/en unknown
- 2017-02-07 CU CU2018000086A patent/CU24642B1/es unknown
- 2017-02-07 GE GEAP201714863A patent/GEP20227341B/en unknown
- 2017-02-07 WO PCT/CA2017/050135 patent/WO2017136924A1/en active Application Filing
- 2017-02-07 TN TNP/2018/000277A patent/TN2018000277A1/en unknown
- 2017-02-07 NZ NZ744980A patent/NZ744980A/en unknown
- 2017-02-07 PT PT177498524T patent/PT3414425T/pt unknown
- 2017-02-07 CN CN201780014999.7A patent/CN108884711A/zh active Pending
- 2017-02-07 AU AU2017218466A patent/AU2017218466B2/en active Active
- 2017-02-07 EP EP17749852.4A patent/EP3414425B1/en active Active
- 2017-02-07 ES ES17749852T patent/ES2929384T3/es active Active
- 2017-02-07 BR BR112018016053-9A patent/BR112018016053B1/pt active IP Right Grant
- 2017-02-07 JP JP2018541174A patent/JP6983166B2/ja active Active
- 2017-02-07 EP EP22184918.5A patent/EP4141215B1/en active Active
- 2017-02-07 RS RS20220991A patent/RS63689B1/sr unknown
- 2017-02-07 DK DK17749852.4T patent/DK3414425T3/da active
- 2017-02-07 MX MX2018009565A patent/MX2018009565A/es unknown
- 2017-02-07 LT LTEPPCT/CA2017/050135T patent/LT3414425T/lt unknown
-
2018
- 2018-08-03 PH PH12018501655A patent/PH12018501655A1/en unknown
- 2018-08-06 CL CL2018002115A patent/CL2018002115A1/es unknown
- 2018-08-06 IL IL261003A patent/IL261003B/en unknown
- 2018-08-08 SA SA518392170A patent/SA518392170B1/ar unknown
- 2018-08-10 CO CONC2018/0008434A patent/CO2018008434A2/es unknown
- 2018-09-04 EC ECSENADI201866474A patent/ECSP18066474A/es unknown
- 2018-09-05 ZA ZA201805947A patent/ZA201805947B/en unknown
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008033268A1 (en) * | 2006-09-11 | 2008-03-20 | The Regents Of The University Of California | Production of hydrogen from underground coal gasification |
| WO2008051495A2 (en) * | 2006-10-20 | 2008-05-02 | Shell Oil Company | Systems and processes for use in treating subsurface formations |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA037800B1 (ru) | Способ получения водорода in-situ из подземных углеводородных пластов | |
| EP1276964B1 (en) | A method for treating a hydrocarbon containing formation | |
| Wang et al. | Mechanistic simulation study of air injection assisted cyclic steam stimulation through horizontal wells for ultra heavy oil reservoirs | |
| US20210047905A1 (en) | In-situ process to produce synthesis gas from underground hydrocarbon reservoirs | |
| WO2001086115A2 (en) | A method for treating a hydrocarbon containing formation | |
| AU2001272379A1 (en) | A method for treating a hydrocarbon containing formation | |
| US8893793B2 (en) | Apparatus and methods for the recovery of hydrocarbonaceous and additional products from oil shale and oil sands | |
| US9534482B2 (en) | Thermal mobilization of heavy hydrocarbon deposits | |
| CA2744640C (en) | Cyclic combustion recovery process for mature in situ operations | |
| EA044304B1 (ru) | Процесс добычи синтез-газа на месте из подземных углеводородных пластов | |
| OA18941A (en) | In-situ process to produce hydrogen from underground hydrocarbon reservoirs | |
| JP2023554118A (ja) | 合成ガス生成のために熱炭化水素回収操作を再利用する方法 | |
| Foroozanfar | Enhanced Heavy Oil Recovery By Using Thermal and Non-Thermal Methods | |
| OA20214A (en) | In-situ process to produce synthesis gas from underground hydrocarbon reservoirs. |