RU2662811C2

RU2662811C2 - Systems and methods for producing acid gas dimethyl sulphide

Info

Publication number: RU2662811C2
Application number: RU2016102464A
Authority: RU
Inventors: Стэнли Немек Майлем; Эрик Виллем ТЕГЕЛАР; Джон Джастин Фримен; Ричард Брюс Тэйлор
Original assignee: Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date: 2013-06-27
Filing date: 2014-06-25
Publication date: 2018-07-31
Also published as: BR112015032430A2; CN105408309B; RU2016102464A; US20150000907A1; CA2915592A1; AU2014302573A1; CN105408309A; AU2014302573B2; WO2014210110A1

Abstract

FIELD: chemistry.SUBSTANCE: invention relates to an oil recovery method including separating methane and separating hydrogen sulphide from an acid gas containing methane and hydrogen sulfide; producing carbon monoxide and hydrogen from at least a portion of the separated methane; producing methanol from at least a portion of the resulting carbon monoxide and at least a portion of the produced hydrogen; preparing dimethyl sulphide from at least a portion of the methanol produced and at least a portion of the separated hydrogen sulfide; providing an oil recovery composition that contains at least 75 mol% of dimethyl sulfide from at least a portion of the dimethyl sulphide produced; introducing said composition to extract oil into an oil-bearing formation containing oil; contacting said oil-oil recovery composition in an oil-bearing formation, and after contacting said oil-oil recovery composition in an oil-bearing formation, extracting fluid from said oil-bearing formation, wherein the produced fluid comprises at least a portion of oil from the oil reservoir. Invention also relates to the device.EFFECT: use of the present invention provides improved systems and methods for extracting oil from oil sands containing significant quantities of acid gas.18 cl, 8 tbl, 11 dwg

Description

Уровень техникиState of the art

Настоящее изобретение относится к системам и способам получения диметилсульфида из кислого газа.The present invention relates to systems and methods for producing dimethyl sulfide from acid gas.

Строгие стандарты безопасности и охраны окружающей среды для выбросов серы наряду с техническими требованиями к низкому уровню серы в продуктах нефтепереработки и топливах, привели к тому, что регулирование сероводорода и серы при операциях нефтедобычи является критически важным. Нефтеперерабатывающие заводы и производители химической продукции рассматривают нефть с высоким содержанием серы как имеющую меньшую ценность по сравнению с нефтью с низким содержанием серы. В связи с этим, нефтедобывающие компании могут отказываться от добычи текучих сред из продуктивных пластов, которые имеют высокое содержание сероводорода и дают добываемую нефть с высоким содержанием серы, чтобы соответствовать строгим стандартам по содержанию серы в нефти, продаваемой на нефтеперерабатывающие заводы и производителям химической продукции.Strict safety and environmental standards for sulfur emissions, along with technical requirements for low sulfur levels in refined products and fuels, have made the regulation of hydrogen sulfide and sulfur in oil production operations critical. Refineries and chemical manufacturers view oil with a high sulfur content as being less valuable than oil with a low sulfur content. In this regard, oil producers may refuse to produce fluids from productive formations that have a high content of hydrogen sulfide and produce produced oil with a high sulfur content in order to meet strict standards for the sulfur content of oil sold to refineries and chemical manufacturers.

Для получения нефти с приемлемым содержанием серы из пластов, которые содержат значительные количества серы, соединения серы, главным образом сероводород, обычно отделяют и конвертируют в элементарную серу, например, с помощью процесса Клауса. Однако, элементарная сера имеет низкую рыночную стоимость, при этом процесс отделения и конверсии сероводорода в серу является энергоемким, а также дорогостоящим. Следовательно, соответствующие нефтеносные пласты (например, подземные пласты, имеющие существенные концентрации кислого газа) оказываются не доразработанными.To obtain oil with an acceptable sulfur content from formations that contain significant amounts of sulfur, sulfur compounds, mainly hydrogen sulfide, are usually separated and converted into elemental sulfur, for example, using the Claus process. However, elemental sulfur has a low market value, and the process of separating and converting hydrogen sulfide to sulfur is energy intensive and expensive. Consequently, the corresponding oil-bearing strata (for example, underground strata having significant concentrations of acid gas) are not fully developed.

Усовершенствованные системы и способы добычи нефти из нефтеносных пластов, содержащих значительные количества кислого газа, являются желательными.Improved systems and methods for producing oil from oil formations containing significant amounts of acid gas are desirable.

Раскрытие изобретенияDisclosure of invention

Настоящее изобретение относится к системам и способам получения диметилсульфида (иногда называемого здесь «DMS») из кислого газа и к использованию полученного диметилсульфида в композиции для извлечения нефти для повышения нефтеотдачи нефтеносного пласта.The present invention relates to systems and methods for producing dimethyl sulfide (sometimes referred to herein as “DMS”) from acid gas and to the use of the resulting dimethyl sulfide in an oil recovery composition to enhance oil recovery.

В одном аспекте настоящее изобретение относится к способу, включающему в себя:In one aspect, the present invention relates to a method comprising:

отделение метана и отделение сероводорода из кислого газа, содержащего метан и сероводород;separating methane and separating hydrogen sulfide from acid gas containing methane and hydrogen sulfide;

получение монооксида углерода и водорода из по меньшей мере части отделенного метана;obtaining carbon monoxide and hydrogen from at least a portion of the separated methane;

получение метанола из по меньшей мере части полученного монооксида углерода и по меньшей мере части полученного водорода;obtaining methanol from at least a portion of the obtained carbon monoxide and at least a portion of the obtained hydrogen;

получение диметилсульфида из по меньшей мере части полученного метанола и по меньшей мере части отделенного сероводорода;obtaining dimethyl sulfide from at least a portion of the obtained methanol and at least a portion of the separated hydrogen sulfide;

получение композиции для извлечения нефти, которая содержит по меньшей мере 75 мол. % диметилсульфида, из по меньшей мере части полученного диметилсульфида;obtaining a composition for the extraction of oil, which contains at least 75 mol. % dimethyl sulfide, from at least a portion of the obtained dimethyl sulfide;

введение указанной композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт, содержащий нефть;the introduction of the specified composition for oil recovery in the oil reservoir containing oil;

контактирование указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте; иcontacting said composition for oil recovery with oil in the oil reservoir; and

после контактирования указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте добычу текучей среды из нефтеносного пласта, при этом добываемая текучая среда содержит по меньшей мере часть нефти из нефтеносного пласта.after contacting said composition for oil recovery with oil in the oil reservoir, fluid production from the oil reservoir, wherein the produced fluid contains at least a portion of the oil from the oil reservoir.

В другом аспекте настоящее изобретение относится к системе, содержащей:In another aspect, the present invention relates to a system comprising:

первый сепаратор, сконструированный и выполненный с возможностью приема кислого газа, содержащего метан и сероводород, причем указанный первый сепаратор сконструирован и выполнен с возможностью отделять метан и сероводород из указанного кислого газа;a first separator designed and configured to receive acid gas containing methane and hydrogen sulfide, said first separator being designed and configured to separate methane and hydrogen sulfide from said acid gas;

метановый реактор, функционально связанный по текучей среде с первым сепаратором для приема по меньшей мере части отделенного метана из первого сепаратора, причем указанный метановый реактор сконструирован и выполнен с возможностью получения монооксида углерода и водорода из поступающего в него метана;a methane reactor operably fluidly coupled to a first separator for receiving at least a portion of the separated methane from the first separator, said methane reactor being designed and configured to produce carbon monoxide and hydrogen from the methane fed thereto;

метанольный реактор, функционально связанный по текучей среде с указанным метановым реактором для приема монооксида углерода и водорода из метанового реактора, причем указанный метанольный реактор сконструирован и выполнен с возможностью получения метанола из поступающего в него монооксида углерода и водорода;a methanol reactor operably fluidly coupled to said methane reactor for receiving carbon monoxide and hydrogen from a methane reactor, said methanol reactor being designed and configured to produce methanol from carbon monoxide and hydrogen entering it;

диметилсульфидный реактор, функционально связанный по текучей среде с указанным метанольным реактором для приема метанола из метанольного реактора и функционально связанный по текучей среде с указанным первым сепаратором для приема сероводорода из первого сепаратора, причем указанный диметилсульфидный реактор сконструирован и выполнен с возможностью получения диметилсульфида из поступающих в него метанола и сероводорода;a dimethyl sulfide reactor operably fluidly coupled to said methanol reactor for receiving methanol from a methanol reactor and operably fluidly coupled to said first separator for receiving hydrogen sulfide from a first separator, said dimethyl sulfide reactor being designed and configured to produce dimethyl sulfide from methanol and hydrogen sulfide;

закачивающее устройство, функционально связанное по текучей среде с указанным диметилсульфидным реактором для приема диметилсульфида из диметилсульфидного реактора, причем указанное закачивающее устройство сконструировано и выполнено с возможностью введения композиции для извлечения нефти, содержащей диметилсульфид, полученный из указанного диметилсульфидного реактора, в нефтеносный пласт;an injection device operably fluidly coupled to said dimethyl sulfide reactor for receiving dimethyl sulfide from a dimethyl sulfide reactor, said injection device being designed and configured to introduce an oil recovery composition containing dimethyl sulfide obtained from said dimethyl sulfide reactor into an oil reservoir;

добывающее устройство, которое сконструировано и выполнено с возможностью добывать текучую среду, содержащую нефть, из указанного нефтеносного пласта.a producing device that is designed and configured to produce a fluid containing oil from said oil reservoir.

Признаки и преимущества настоящего изобретения будут очевидны специалистам в данной области техники при прочтении описания предпочтительных вариантов осуществления, которое следует ниже.The features and advantages of the present invention will be apparent to those skilled in the art upon reading the description of the preferred embodiments that follows.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

Следующие фигуры включены для иллюстрации определенных аспектов настоящего изобретения и не должны рассматриваться как исчерпывающие варианты осуществления. Описанный объект изобретения может быть подвергнут значительным модификациям, изменениям, сочетаниям и эквивалентам по форме и функции, как будет ясно специалистам в данной области техники, использующим преимущество настоящего описания.The following figures are included to illustrate certain aspects of the present invention and should not be construed as exhaustive embodiments. The described object of the invention can be subjected to significant modifications, changes, combinations and equivalents in form and function, as will be clear to experts in the field of technology, taking advantage of the present description.

На фиг. 1 представлена иллюстрация системы в соответствии с настоящим изобретением.In FIG. 1 is an illustration of a system in accordance with the present invention.

На фиг. 2 представлена иллюстрация системы в соответствии с настоящим изобретением.In FIG. 2 is an illustration of a system in accordance with the present invention.

На фиг. 3 представлена иллюстрация части системы в соответствии с настоящим изобретением.In FIG. 3 is an illustration of part of a system in accordance with the present invention.

На фиг. 4 представлена иллюстрация части системы в соответствии с настоящим изобретением.In FIG. 4 is an illustration of part of a system in accordance with the present invention.

На фиг. 5 представлена иллюстрация части системы в соответствии с настоящим изобретением.In FIG. 5 is an illustration of part of a system in accordance with the present invention.

На фиг. 6 представлена схема расположения скважин для добычи нефти в соответствии с системой и способом настоящего изобретения.In FIG. 6 is an arrangement of oil production wells in accordance with the system and method of the present invention.

На фиг. 7 представлен график, иллюстрирующий извлечение нефти из нефтеносных песков при 30°С при использовании различных растворителей.In FIG. 7 is a graph illustrating oil recovery from oil sands at 30 ° C. using various solvents.

На фиг. 8 представлен график, иллюстрирующий извлечение нефти из нефтеносных песков при 10°С при использовании различных растворителей.In FIG. 8 is a graph illustrating oil recovery from oil sands at 10 ° C. using various solvents.

На фиг. 9 представлен график, иллюстрирующий влияние увеличения концентрации диметилсульфида на понижение вязкости западноафриканской парафинистой сырой нефти.In FIG. 9 is a graph illustrating the effect of an increase in dimethyl sulfide concentration on a decrease in viscosity of West African paraffinic crude oil.

На фиг. 10 представлен график, иллюстрирующий влияние увеличения концентрации диметилсульфида на понижение вязкости ближневосточной асфальтеновой сырой нефти.In FIG. 10 is a graph illustrating the effect of an increase in dimethyl sulfide concentration on a decrease in viscosity of Middle Eastern asphaltene crude oil.

На фиг. 11 представлен график, иллюстрирующий влияние увеличения концентрации диметилсульфида на понижение вязкости канадской асфальтеновой сырой нефти.In FIG. 11 is a graph illustrating the effect of an increase in dimethyl sulfide concentration on a decrease in viscosity of Canadian asphaltene crude oil.

Осуществление изобретенияThe implementation of the invention

Настоящее изобретение относится к системам и способам получения диметилсульфида из кислого газа и к использованию полученного диметилсульфида в композиции для извлечения нефти для повышения нефтеотдачи нефтеносного пласта.The present invention relates to systems and methods for producing dimethyl sulfide from acid gas and to the use of the obtained dimethyl sulfide in a composition for oil recovery to enhance oil recovery of the oil reservoir.

Описанные здесь системы и способы обеспечивают, в некоторых вариантах осуществления, получение диметилсульфида из кислого газа и использование полученного диметилсульфида в качестве растворителя в композиции для извлечения нефти для добычи нефти из нефтеносного пласта. Поскольку диметилсульфид является высокоэффективным растворителем для извлечения нефти из нефтеносных пластов, малоценный кислый газ становится привлекательным, более ценным компонентом продукции, добываемой из нефтеносного пласта. Таким образом, нефтеносные пласты, которые когда-то считались слишком кислыми для экономически выгодной добычи, теперь имеют полезное применение для кислого газа.The systems and methods described herein provide, in some embodiments, the production of dimethyl sulfide from acid gas and the use of the resulting dimethyl sulfide as a solvent in an oil recovery composition for oil recovery from an oil reservoir. Since dimethyl sulfide is a highly effective solvent for extracting oil from oil reservoirs, low-value acid gas is becoming an attractive, more valuable component of products extracted from the oil reservoir. Thus, oil formations that were once considered too acidic for cost-effective production now have beneficial uses for acid gas.

Высокая эффективность диметилсульфида в качестве нефтяного растворителя обусловлена, по меньшей мере частично, его смешиваемостью с различными нефтяными соединениями (описано далее в настоящем документе), и его пониженной (если имеется) реакционной способностью с пластовыми водами для дальнейшего закисления нефти. То есть другие растворители, такие как сероуглерод, которые являются эффективными в повышении извлечения нефти из нефтеносных пластов, разлагаются с образованием серосодержащих соединений, которые могут дополнительно закислять продуктивный пласт.The high effectiveness of dimethyl sulfide as a petroleum solvent is due, at least in part, to its miscibility with various petroleum compounds (described later in this document), and its reduced (if any) reactivity with produced water for further acidification of petroleum. That is, other solvents, such as carbon disulfide, which are effective in increasing oil recovery from oil reservoirs, decompose to form sulfur-containing compounds that can further acidify the reservoir.

Кроме того, в некоторых случаях, получение диметилсульфида может осуществляться на площадке скважины, где диметилсульфид используется для извлечения нефти или вблизи нее, что значительно снижает расходы на транспортировку растворителя, связанные со способом повышения нефтеотдачи с помощью растворителя.In addition, in some cases, the production of dimethyl sulfide can be carried out at the well site where dimethyl sulfide is used to extract oil or near it, which significantly reduces the cost of transporting the solvent associated with the method of increasing oil recovery using a solvent.

Используемый в настоящем документе термин «на площадке скважины или вблизи нее» относится к местоположению от площадки скважины до некоторого расстояния от площадки скважины, подходящего для транспортировки кислого газа по трубопроводу. Подходящее расстояние для транспортировки кислого газа по трубопроводу может варьировать в зависимости от рельефа местности, технических требований и государственных нормативов. Обычно подходящее расстояние находится в пределах от 0 до 1000 км от площадки скважины, но может находиться и за пределами этого диапазона, что будет понятно специалисту в данной области.As used herein, the term “at or near a well site” refers to a location from a well site to a distance from a well site suitable for transporting acid gas through a pipeline. The appropriate distance for transporting acid gas through the pipeline may vary depending on the terrain, technical requirements and government regulations. Usually a suitable distance is in the range from 0 to 1000 km from the well site, but may also be outside this range, which will be clear to a person skilled in the art.

«Нефть», как употребляется в настоящем документе, обозначает встречающуюся в природе смесь углеводородов, как правило, в жидком состоянии, которая может также включать в себя соединения серы, азота, кислорода и металлов. Используемый в настоящем документе термин «нефть» охватывает легкие углеводороды и тяжелые углеводороды. Используемый в настоящем документе термин «легкая нефть» относится к нефти, имеющей плотность в градусах API более 20°. Используемый в настоящем документе термин «тяжелая нефть» относится к нефти, имеющей плотность в градусах API не более 20°. Если не указано иное, используемая здесь плотность в градусах API определяется в соответствии с методом ASTM D4052. Нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может иметь вязкость в пластовых условиях (в частности, при температурах в пределе температурного диапазона пласта) по меньшей мере 1 мПа⋅с (1 сП), или по меньшей мере 10 мПа⋅с (10 сП), или по меньшей мере 100 мПа⋅с (100 сП) или по меньшей мере 1000 мПа⋅с (1000 сП), или по меньшей мере 10000 мПа⋅с (10000 сП). Нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может иметь вязкость в температурных условиях пласта от 1 до 10000000 мПа⋅с (1-10000000 сП). В варианте осуществления нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может иметь вязкость в температурных условиях пласта по меньшей мере 1000 мПа⋅с (1000 сП), при этом вязкость нефти, по меньшей мере частично или полностью, ответственна за уменьшение подвижности нефти в пласте.“Oil,” as used herein, means a naturally occurring mixture of hydrocarbons, typically in a liquid state, which may also include sulfur, nitrogen, oxygen, and metal compounds. As used herein, the term "oil" covers light hydrocarbons and heavy hydrocarbons. As used herein, the term “light oil” refers to oil having a density in degrees of API greater than 20 °. As used herein, the term “heavy oil” refers to oil having a density in degrees of API of not more than 20 °. Unless otherwise specified, the density used in degrees API is determined in accordance with ASTM D4052. The oil contained in the oil reservoir may have a viscosity in the reservoir conditions (in particular, at temperatures within the temperature range of the reservoir) of at least 1 mPa⋅s (1 cP), or at least 10 mPa⋅s (10 cP), or at least 100 mPa⋅s (100 cP) or at least 1000 mPa⋅s (1000 cP), or at least 10,000 mPa⋅s (10,000 cP). The oil contained in the oil reservoir may have a viscosity in the temperature of the reservoir from 1 to 10,000,000 mPa⋅s (1-10000000 cP). In an embodiment, the oil contained in the oil reservoir may have a viscosity under the temperature conditions of the formation of at least 1000 mPa · s (1000 cP), while the viscosity of the oil, at least partially or completely, is responsible for reducing the mobility of the oil in the formation.

«Смешивающиеся», как употребляется в настоящем документе, обозначает способность двух или более веществ, композиций или жидкостей быть смешанными в любом соотношении без разделения на две или более фазы.“Miscible,” as used herein, means the ability of two or more substances, compositions, or liquids to be mixed in any ratio without separation into two or more phases.

«Остаток», как употребляется в настоящем документе, относится к нефтяным компонентам, которые имеют интервалы температур кипения свыше 538°С (1000°F) при 0,101 МПа, определяемые методом ASTM D7169.“Residue,” as used herein, refers to petroleum components that have boiling ranges over 538 ° C (1000 ° F) at 0.101 MPa as determined by ASTM D7169.

«Функционально соединенный по текучей среде» или «функционально связанный по текучей среде», как употребляется в настоящем документе, обозначает связь между двумя или более элементами, в которой элементы связаны напрямую или опосредованно, что дает возможность прямого или опосредованного потока текучей среды между указанными элементами. Термин «поток текучей среды», использованный в настоящем определении, относится к потоку газа или жидкости; термин «прямой поток текучей среды», использованный в настоящем определении, означает, что поток жидкости или газа между двумя определенными элементами протекает непосредственно между этими двумя определенными элементами; и термин «опосредованный поток текучей среды», использованный в настоящем определении означает, что поток жидкости или газа между двумя определенными элементами может быть направлен через один или несколько дополнительных элементов для изменения одного или нескольких аспектов жидкости или газа, по мере того как жидкость или газ протекает между этими двумя определенными элементами. Аспекты жидкости или газа, которые могут быть изменены в опосредованном потоке текучей среды, включают физические характеристики, такие как температура или давление газа или жидкости, состояние текучей среды между жидкостью и газом, и/или состав газа или жидкости. «Опосредованный поток текучей среды», как определено в настоящем документе, исключает изменение состава газа или жидкости между двумя определенными элементами с помощью химической реакции, например, окисления или восстановления одного или нескольких элементов жидкости или газа.“Functionally fluid coupled” or “functionally fluid”, as used herein, means a bond between two or more elements in which the elements are connected directly or indirectly, allowing a direct or indirect flow of fluid between said elements . The term "fluid stream" as used in this definition refers to a gas or liquid stream; the term "direct fluid flow", as used in this definition, means that the flow of liquid or gas between two specific elements flows directly between these two specific elements; and the term “indirect fluid flow” as used in this definition means that the flow of liquid or gas between two specific elements can be directed through one or more additional elements to change one or more aspects of the liquid or gas as the liquid or gas flows between these two specific elements. Aspects of a liquid or gas that can be changed in an indirect fluid flow include physical characteristics such as the temperature or pressure of the gas or liquid, the state of the fluid between the liquid and the gas, and / or the composition of the gas or liquid. A “mediated fluid flow”, as defined herein, excludes a change in the composition of a gas or liquid between two specific elements by a chemical reaction, for example, the oxidation or reduction of one or more elements of a liquid or gas.

Следует отметить, что термины «отделять», «отделяет», «отделение» и тому подобное, употребляемые в настоящем документе, не обязательно означают 100% отделение. Кроме того, термин «поток» не обязательно подразумевает степень чистоты его состава.It should be noted that the terms “separate,” “separates,” “separation,” and the like, as used herein, do not necessarily mean 100% separation. In addition, the term "stream" does not necessarily imply the purity of its composition.

Системы 100, 200 и 300, проиллюстрированные соответственно на фиг. 1-3, являются системами в соответствии с настоящим изобретением, которые могут использоваться для осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением. Каждая из систем 100, 200 и 300, соответственно, на фиг. 1-3, может быть аналогичной в некоторых отношениях (например, аналогичные компоненты системы или аналогичные части системы могут обозначаться одинаковыми номерами позиций).The systems 100, 200, and 300 illustrated in FIG. 1-3 are systems in accordance with the present invention that can be used to implement the method in accordance with the present invention. Each of the systems 100, 200 and 300, respectively, in FIG. 1-3 may be similar in some respects (for example, similar system components or similar parts of the system may be denoted by the same reference numbers).

В некоторых вариантах осуществления получение диметилсульфида из кислого газа, содержащего метан и сероводород может, включать отделение метана и сероводорода из потока кислого газа; получение монооксида углерода и водорода из по меньшей мере части отделенного метана; получение метанола из по меньшей мере части полученного монооксида углерода и по меньшей мере части полученного водорода; и получение диметилсульфида из по меньшей мере части полученного метанола и по меньшей мере части отделенного сероводорода.In some embodiments, the preparation of dimethyl sulfide from an acid gas containing methane and hydrogen sulfide may include separating methane and hydrogen sulfide from the acid gas stream; obtaining carbon monoxide and hydrogen from at least a portion of the separated methane; obtaining methanol from at least a portion of the obtained carbon monoxide and at least a portion of the obtained hydrogen; and obtaining dimethyl sulfide from at least a portion of the obtained methanol and at least a portion of the separated hydrogen sulfide.

В некоторых вариантах осуществления получение диметилсульфида из кислого газа, содержащего метан и сероводород может, включать отделение метана и сероводорода из кислого газа; получение монооксида углерода и водорода из по меньшей мере части отделенного метана; получение метанола из части полученного монооксида углерода и части полученного водорода; получение метантиола из части полученного монооксида углерода, части полученного водорода, и по меньшей мере части отделенного сероводорода; и получение диметилсульфида из по меньшей мере части полученного метанола и по меньшей мере части полученного метантиола.In some embodiments, the preparation of dimethyl sulfide from an acid gas containing methane and hydrogen sulfide may include separating methane and hydrogen sulfide from the acid gas; obtaining carbon monoxide and hydrogen from at least a portion of the separated methane; obtaining methanol from part of the obtained carbon monoxide and part of the obtained hydrogen; obtaining methanethiol from part of the obtained carbon monoxide, part of the obtained hydrogen, and at least part of the separated hydrogen sulfide; and obtaining dimethyl sulfide from at least a portion of the obtained methanol and at least a portion of the obtained methanethiol.

Композицию для извлечения нефти получают с помощью по меньшей мере части полученного диметилсульфида. В ряде случаев, композиция для извлечения нефти может содержать по меньшей мере примерно 75 мол. %. диметилсульфида, где часть или весь указанный диметилсульфид представляет собой полученный диметилсульфид. В ряде случаев композиции для извлечения нефти может содержать по меньшей мере 80 мол. %, или по меньшей мере 85 мол. %, или по меньшей мере 90 мол. %, или по меньшей мере 95 мол. %, или по меньшей мере 97 мол. %, или по меньшей мере, 99 мол. % диметилсульфида, где часть или весь указанный диметилсульфид представляет собой полученный диметилсульфид. В ряде случаев, композиция для извлечения нефти может по существу состоять из диметилсульфида или может состоять из диметилсульфида.The oil recovery composition is prepared using at least a portion of the resulting dimethyl sulfide. In some cases, the composition for oil recovery may contain at least about 75 mol. % dimethyl sulfide, where part or all of the specified dimethyl sulfide is the resulting dimethyl sulfide. In some cases, compositions for oil recovery may contain at least 80 mol. %, or at least 85 mol. %, or at least 90 mol. %, or at least 95 mol. %, or at least 97 mol. %, or at least 99 mol. % dimethyl sulfide, where part or all of the specified dimethyl sulfide is the resulting dimethyl sulfide. In some cases, the oil recovery composition may essentially consist of dimethyl sulfide or may consist of dimethyl sulfide.

В ряде случаев, композиция для извлечения нефти может содержать диметилсульфид и один или несколько сорастворителей. Один или несколько сорастворителей предпочтительно являются смешивающимися с диметилсульфидом. Примеры подходящих сорастворителей могут включать, в числе прочего, о-ксилол, толуол, сероуглерод, дихлорметан, трихлорметан, С₃-C₈ алифатические и ароматические углеводороды, конденсаты природного газа, сероводород, дизельное топливо, керосин, простой диметиловый эфир, декантированную нефть и их смеси. В некоторых вариантах осуществления вода отсутствует в композиции для извлечения нефти (т.е. нет добавочной воды, кроме концентраций остаточной воды в компонентах композиции для извлечения нефти в условиях окружающей среды).In some cases, the oil recovery composition may contain dimethyl sulfide and one or more cosolvents. One or more cosolvents are preferably miscible with dimethyl sulfide. Examples of suitable cosolvents may include, but are not limited to, o-xylene, toluene, carbon disulfide, dichloromethane, trichloromethane, C ₃ -C ₈ aliphatic and aromatic hydrocarbons, natural gas condensates, hydrogen sulfide, diesel fuel, kerosene, dimethyl ether, decanted oil and mixtures thereof. In some embodiments, water is not present in the oil recovery composition (i.e., there is no additional water other than residual water concentrations in the components of the oil recovery composition at ambient conditions).

В некоторых случаях композиция для извлечения нефти, описанная в данном документе, предпочтительно является относительно не токсичной или является нетоксичной. Композиция для извлечения нефти может иметь водную токсичность LC₅₀ (радужная форель) более 200 мг/л при 96-часовом воздействии. Композиция для извлечения нефти может иметь острую пероральную токсичность LD₅₀ (мышь и крыса) от 535 мг/кг до 3700 мг/кг, острую кожную токсичность LD₅₀ (кролик) более 5000 мг/кг, и острую токсичность при вдыхании LC₅₀ (крыса) по меньшей мере 40250 ч/млн при 4-часовом воздействии.In some cases, the oil recovery composition described herein is preferably relatively non-toxic or non-toxic. The oil recovery composition may have an aqueous toxicity of LC ₅₀ (rainbow trout) of more than 200 mg / l with a 96-hour exposure. The oil recovery composition may have an acute oral toxicity of LD ₅₀ (mouse and rat) of 535 mg / kg to 3700 mg / kg, acute skin toxicity of LD ₅₀ (rabbit) of more than 5000 mg / kg, and acute inhalation toxicity of LC ₅₀ (rat) ) at least 40,250 ppm with a 4-hour exposure.

В некоторых случаях композиция для извлечения нефти, описанная в данном документе, предпочтительно имеет относительно низкую плотность (например, не более 0,9 г/см³, или не более 0,85 г/см³).In some cases, the oil recovery composition described herein preferably has a relatively low density (for example, not more than 0.9 g / cm ³ or not more than 0.85 g / cm ³ ).

В некоторых случаях композиция для извлечения нефти, описанная в данном документе, может иметь относительно высокую плотность энергии когезионной связи (например, от 300 Па до 410 Па, или от 320 Па до 400 Па).In some cases, the oil recovery composition described herein may have a relatively high cohesive bond energy density (e.g., from 300 Pa to 410 Pa, or from 320 Pa to 400 Pa).

Некоторые варианты осуществления могут также включать: введение указанной композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт, содержащий нефть; контактирование указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте; и добычу текучей среды из нефтеносного пласта, при этом добываемая текучая среда содержит по меньшей мере некоторую часть нефти из нефтеносного пласта. В некоторых случаях добываемая текучая среда также может содержать диметилсульфид. В некоторых случаях добываемая текучая среда также может содержать кислый газ, который содержит метан и сероводород.Some embodiments may also include: introducing said composition to extract oil into an oil containing formation containing oil; contacting said composition for oil recovery with oil in the oil reservoir; and producing fluid from the oil reservoir, wherein the produced fluid contains at least some of the oil from the oil reservoir. In some cases, the produced fluid may also contain dimethyl sulfide. In some cases, the produced fluid may also contain acid gas, which contains methane and hydrogen sulfide.

Обратимся теперь к фиг. 1, иллюстрирующей приводимую в качестве примера систему настоящего изобретения, где система 100 содержит первый сепаратор 102, сконструированный и выполненный с возможностью приема кислого газа, содержащего метан и сероводород, например, по трубопроводу 104. Первый сепаратор 102 сконструирован и выполнен с возможностью отделения метана и отделения сероводорода из кислого газа. Метановый реактор 110 функциональна связан по текучей среде с первым сепаратором 102, например, по трубопроводу 106, для приема по меньшей мере части отделенного метана из первого сепаратора. Метановый реактор 110 сконструирован и выполнен с возможностью получения монооксида углерода и водорода из поступающего в него метана. Метанольный реактор 116 функционально связан по текучей среде с метановым реактором 110 для приема монооксида углерода и водорода из метанового реактора, например, по трубопроводам 112 и 114, соответственно. Метанольный реактор 116 сконструирован и выполнен с возможностью получения метанола из поступающих в него монооксида углерода и водорода. Диметилсульфидный реактор 120 функционально связан по текучей среде с метанольным реактором 116 для приема метанола из метанольного реактора, например, по трубопроводу 118, и функционально связан по текучей среде с первым сепаратором 102 для приема сероводорода из первого сепаратора, например, по трубопроводу 108. Диметилсульфидный реактор 120 сконструирован и выполнен с возможностью получения диметилсульфида из поступающих в него метанола и сероводорода. Система также включает в себя закачивающее устройство 124, которое сконструировано и выполнено с возможностью введения композиции для извлечения нефти, содержащей диметилсульфид, в нефтеносный пласт 126, и добывающее устройство 128, которое сконструировано и выполнено с возможностью добычи текучей среды, содержащей нефть, из нефтеносного пласта после введения композиции для извлечения нефти в пласт. Закачивающее устройство 124 функционально связано по текучей среде с диметилсульфидным реактором 120 для приема по меньшей мере части диметилсульфида из диметилсульфидного реактора, например, по трубопроводу 122, где диметилсульфид, поступающий в закачивающее устройство, представляет собой композицию для извлечения нефти, или включается в состав композиции для извлечения нефти, или уже входит в состав композиции для извлечения нефти. Добывающее устройство может добывать текучую среду, содержащую нефть, из пласта по трубопроводу 130. Закачивающее и добывающее устройства 124 и 128, соответственно, и нефтеносный пласт 126 обсуждаются далее в настоящем документе.Turning now to FIG. 1 illustrating an example system of the present invention, where system 100 comprises a first separator 102 designed and configured to receive acid gas containing methane and hydrogen sulfide, for example, via conduit 104. The first separator 102 is designed and configured to separate methane and separating hydrogen sulfide from acid gas. The methane reactor 110 is operatively fluidly coupled to the first separator 102, for example, via conduit 106, to receive at least a portion of the separated methane from the first separator. Methane reactor 110 is designed and configured to produce carbon monoxide and hydrogen from methane entering it. The methanol reactor 116 is fluidly coupled to the methane reactor 110 to receive carbon monoxide and hydrogen from the methane reactor, for example, via pipelines 112 and 114, respectively. Methanol reactor 116 is designed and configured to produce methanol from carbon monoxide and hydrogen entering it. The dimethyl sulfide reactor 120 is fluidically coupled to a methanol reactor 116 for receiving methanol from a methanol reactor, for example, via a pipe 118, and is functionally fluidly coupled to a first separator 102 for receiving hydrogen sulfide from a first separator, for example, via a pipe 108. Dimethyl sulfide reactor 120 is designed and configured to produce dimethyl sulfide from methanol and hydrogen sulfide entering it. The system also includes an injection device 124 that is designed and configured to incorporate a dimethyl sulfide-containing oil recovery composition into the oil reservoir 126, and a production device 128 that is designed and configured to extract oil-containing fluid from the oil reservoir after the introduction of the composition to extract oil into the reservoir. The injection device 124 is fluidly coupled to the dimethyl sulfide reactor 120 to receive at least a portion of the dimethyl sulfide from the dimethyl sulfide reactor, for example, via line 122, where the dimethyl sulfide entering the injection device is an oil recovery composition or is included in the composition for oil recovery, or already part of the composition for oil recovery. The production device may produce fluid containing oil from the formation through a conduit 130. The injection and production devices 124 and 128, respectively, and the oil reservoir 126 are discussed later in this document.

Что касается первого сепаратора 102, специалист в данной области, принимая во внимание раскрытие настоящего изобретения, должен определить известные способы и системы/установки, способные отделять метан и сероводород из кислого газа. Например, первый сепаратор 102 может быть жидкостным абсорбером или мокрым скруббером, использующим химический растворитель, такой как амин, например N-метилдиэтаноламин (MDEA), для избирательного поглощения H₂S из кислого газа и отделения метана от H₂S, или использующим физический растворитель, такой как метанол или смесь метанол/вода, содержащую по меньшей мере 50% масс. метанола при температуре ниже -40°С, или простой диметиловый эфир полиэтиленгликоля (DEPG) при температуре от -18°С до 175°С, или N-метил-2-пирролидон (NMP) при температуре от -5°С до 25°С, или пропиленкарбонат (PC) при температуре от -20°С до 65°С, для избирательного поглощения H₂S из кислого газа. Поглощенный H₂S может быть высвобожден из поглощающей жидкости отдельно от отделенного метана, с помощью нагревания поглощающей жидкости выше температуры, при которой жидкость поглощает H₂S, с высвобождением H₂S в качестве отходящего газа.Regarding the first separator 102, one skilled in the art, taking into account the disclosure of the present invention, should determine known methods and systems / plants capable of separating methane and hydrogen sulfide from acid gas. For example, the first separator 102 may be a liquid absorber or wet scrubber using a chemical solvent such as an amine, such as N-methyldiethanolamine (MDEA), to selectively absorb H ₂ S from acid gas and separate methane from H ₂ S, or using a physical solvent , such as methanol or a mixture of methanol / water containing at least 50% of the mass. methanol at a temperature below -40 ° C, or polyethylene glycol dimethyl ether (DEPG) at a temperature of from -18 ° C to 175 ° C, or N-methyl-2-pyrrolidone (NMP) at a temperature of from -5 ° C to 25 ° C, or propylene carbonate (PC) at a temperature of from -20 ° C to 65 ° C, for the selective absorption of H ₂ S from acid gas. Absorbed H ₂ S can be released from the absorbing liquid separately from the separated methane, by heating the absorbing liquid above the temperature at which the liquid absorbs H ₂ S, releasing H ₂ S as exhaust gas.

Что касается метанового реактора 110, специалист в данной области, принимая во внимание раскрытие настоящего изобретения, должен определить известные способы и системы/установки, способные производить монооксид углерода и водород из метана в соответствии с по меньшей мере одной из реакций:

; СН₄+H₂O→СО+3H₂; 2СН₄+O₂+CO₂→3Н₂+3СО+H₂O; или 4СН₄+O₂+2H₂O→10Н₂+4СО. Например, монооксид углерода и водород могут быть получены из метана с помощью автотермического риформера, парового риформера метана, реактора каталитического частичного окисления, реактора частичного окисления, и тому подобного.Regarding methane reactor 110, one skilled in the art, taking into account the disclosure of the present invention, should determine known methods and systems / systems capable of producing carbon monoxide and hydrogen from methane in accordance with at least one of the reactions:

; CH ₄ + H ₂ O → CO + 3H ₂ ; 2CH ₄ + O ₂ + CO ₂ → 3H ₂ + 3CO + H ₂ O; or 4CH ₄ + O ₂ + 2H ₂ O → 10H ₂ + 4CO. For example, carbon monoxide and hydrogen can be obtained from methane using an autothermal reformer, methane steam reformer, catalytic partial oxidation reactor, partial oxidation reactor, and the like.

Что касается метанольного реактора 116, специалист в данной области, принимая во внимание раскрытие настоящего изобретения, должен определить известные способы и системы/установки, способные производить метанол из монооксида углерода и водорода по реакции:

. Например, метанольные реакторы могут использовать катализаторы, включающие смесь меди, оксида цинка и оксида алюминия (Cu/ZnO/Al₂O₃), при давлении от примерно 5 МПа до примерно 10 МПа и при температуре от 200°С до 300°С для получения метанола из монооксида углерода и водорода.Regarding methanol reactor 116, one skilled in the art, taking into account the disclosure of the present invention, should determine known methods and systems / plants capable of producing methanol from carbon monoxide and hydrogen by reaction:

. For example, methanol reactors may use catalysts comprising a mixture of copper, zinc oxide and alumina (Cu / ZnO / Al ₂ O ₃ ) at a pressure of from about 5 MPa to about 10 MPa and at a temperature of from 200 ° C. to 300 ° C. producing methanol from carbon monoxide and hydrogen.

Что касается диметилсульфидного реактора 120, специалист в данной области, принимая во внимание раскрытие настоящего изобретения, должен определить известные способы и системы/установки, способные производить диметилсульфид из метанола и сероводорода по реакции: 2СН₃ОН+H₂S→DMS+2Н₂O. Например, в диметилсульфидном реакторе может использоваться твердый кислотный катализатор, обладающий умеренной кислотностью, например, катализатор La₂O₃/Al₂O₃, γ-Al₂O₃, или WO₃/ZrO₂, для получения диметилсульфида из метанола и сероводорода при температуре от 320°С до 420°С. Следует отметить, что получение диметилсульфида может предпочтительно включать избыток относительно стехиометрического количества метанола, используемого для получения диметилсульфида, чтобы свести к минимуму неполное протекание реакции, которое может давать значительные количества метантиола в диметилсульфидном продукте, например, метанол может подаваться в реактор DMS в молярном соотношении от 2,1:1 до 4:1 относительно сероводорода, подаваемого в реактор DMS. В отличие от диметилсульфида, метантиол является реакционноспособным и токсичным, и предпочтительно не производится в существенных количествах в описанных здесь способах. В некоторых случаях рециркуляционный контур может включаться для уменьшения образования метантиола в существенных количествах.As for the dimethyl sulfide reactor 120, a person skilled in the art, taking into account the disclosure of the present invention, should determine known methods and systems / systems capable of producing dimethyl sulfide from methanol and hydrogen sulfide by the reaction: 2CH ₃ OH + H ₂ S → DMS + 2H ₂ O For example, in a dimethyl sulfide reactor, a moderate acid solid catalyst may be used, for example, a La ₂ O ₃ / Al ₂ O ₃ , γ-Al ₂ O ₃ , or WO ₃ / ZrO ₂ catalyst to produce dimethyl sulfide from methanol and hydrogen sulfide at a temperature of 320 ° C to 420 ° C. It should be noted that the preparation of dimethyl sulfide may preferably include an excess relative to the stoichiometric amount of methanol used to produce dimethyl sulfide in order to minimize the incomplete reaction that can produce significant amounts of methanethiol in the dimethyl sulfide product, for example, methanol can be fed to the DMS reactor in a molar ratio of 2.1: 1 to 4: 1 relative to the hydrogen sulfide fed to the DMS reactor. Unlike dimethyl sulfide, methanethiol is reactive and toxic, and preferably is not produced in significant quantities in the methods described herein. In some cases, the recirculation loop may be included to reduce the formation of methanethiol in significant quantities.

Обратимся теперь к фиг. 2, иллюстрирующей приводимую в качестве примера систему настоящего изобретения, где система 200 содержит первый сепаратор 102, сконструированный и выполненный с возможностью приема кислого газа, содержащего метан и сероводород, например, по трубопроводу 104. Первый сепаратор 102 сконструирован и выполнен с возможностью отделения метана и отделения сероводорода из кислого газа. Метановый реактор 110 функционально связан по текучей среде с первым сепаратором 102, например, по трубопроводу 106, для приема по меньшей мере части отделенного метана из первого сепаратора. Метановый реактор 110 сконструирован и выполнен с возможностью получения монооксида углерода и водорода из поступающего в него метана. Метанольный реактор 116 функционально связан по текучей среде с метановым реактором 110 для приема части монооксида углерода и части водорода из метанового реактора, например, по трубопроводам 112 и 114, соответственно. Метанольный реактор 116 сконструирован и выполнен с возможностью получения метанола из поступающих в него монооксида углерода и водорода. Метантиольный реактор 232 функционально связан по текучей среде с первым сепаратором 102 для приема сероводорода из первого сепаратора, например, по трубопроводу 108, и также функционально связан по текучей среде с метановым реактором 110 для приема части монооксида углерода и части водорода из метанового реактора, например, по трубопроводам 234 и 236 соответственно. Метантиольный реактор 232 сконструирован и выполнен с возможностью получения метантиола из поступающих в него сероводорода, монооксида углерода и водорода. Диметилсульфидный реактор 220 функционально связан по текучей среде с метанольным реактором 116 для приема метанола из метанольного реактора, например, по трубопроводу 118, и также функционально связан по текучей среде с метантиольным реактором 232 для приема метантиола из метантиольного реактора, например, по трубопроводу 238. Диметилсульфидный реактор 220 сконструирован и выполнен с возможностью получения диметилсульфида из поступающих в него метанола и метантиола. Система также содержит закачивающее устройство 124, которое сконструировано и выполнено с возможностью введения композиции для извлечения нефти, содержащей диметилсульфид, в нефтеносный пласт 126, и добывающее устройство 128, которое сконструировано и выполнено с возможностью добычи текучей среды, содержащей нефть, из нефтеносного пласта после введения композиции для извлечения нефти в пласт. Закачивающее устройство 124 функционально связано по текучей среде с диметилсульфидным реактором 220 для приема по меньшей мере части диметилсульфида из диметилсульфидного реактора, например, по трубопроводу 122, где диметилсульфид, поступающий в закачивающее устройство, представляет собой композицию для извлечения нефти, или включается в состав композиции для извлечения нефти, или уже вошел в состав композиции для извлечения нефти. Добывающее устройство может добывать текучую среду, содержащую нефть, из пласта 126 по трубопроводу 130.Turning now to FIG. 2 illustrating an exemplary system of the present invention, where system 200 comprises a first separator 102 designed and configured to receive acid gas containing methane and hydrogen sulfide, for example, via conduit 104. The first separator 102 is designed and configured to separate methane and separating hydrogen sulfide from acid gas. The methane reactor 110 is operatively fluidly coupled to the first separator 102, for example, via line 106, to receive at least a portion of the separated methane from the first separator. Methane reactor 110 is designed and configured to produce carbon monoxide and hydrogen from methane entering it. The methanol reactor 116 is fluidly coupled to the methane reactor 110 to receive part of the carbon monoxide and part of the hydrogen from the methane reactor, for example, via pipelines 112 and 114, respectively. Methanol reactor 116 is designed and configured to produce methanol from carbon monoxide and hydrogen entering it. The methanethiol reactor 232 is fluidly coupled to a first separator 102 for receiving hydrogen sulfide from a first separator, for example, via a pipe 108, and is also fluidically coupled to a methane reactor 110 to receive a portion of carbon monoxide and a portion of hydrogen from a methane reactor, for example through pipelines 234 and 236, respectively. The methanethiol reactor 232 is designed and configured to produce methanethiol from hydrogen sulfide, carbon monoxide and hydrogen entering it. The dimethyl sulfide reactor 220 is fluidically coupled to a methanol reactor 116 for receiving methanol from a methanol reactor, for example, via a pipe 118, and is also functionally fluidly connected to a methanol reactor 232 for receiving methanol from a methanethiol reactor, for example, via a pipe 238. Dimethyl sulfide reactor 220 is designed and configured to produce dimethyl sulfide from methanol and methanethiol entering it. The system also includes an injection device 124, which is designed and configured to introduce a composition for extracting oil containing dimethyl sulfide into the oil reservoir 126, and a production device 128, which is designed and configured to extract a fluid containing oil from the oil reservoir after injection compositions for extracting oil into the reservoir. The injection device 124 is fluidly coupled to the dimethyl sulfide reactor 220 to receive at least a portion of the dimethyl sulfide from the dimethyl sulfide reactor, for example, via line 122, where the dimethyl sulfide entering the injection device is a composition for oil recovery, or is included in the composition for oil recovery, or already included in the composition for oil recovery. The production device may produce a fluid containing oil from the formation 126 through a pipe 130.

Что касается метантиольного реактора 232, специалист в данной области, принимая во внимание раскрытие настоящего изобретения, должен определить известные способы и системы/установки, способные производить метантиол из монооксида углерода, водорода и сероводорода. Например, в метантиольном реакторе может использоваться каталитическая система, которая включает в себя WO₃/Al₂O₃ или K₂МoO₄ при температуре от 300°С до 400°С, для получения метантиола из монооксида углерода, водорода, и сероводорода.Regarding the methanethiol reactor 232, one skilled in the art, taking into account the disclosure of the present invention, should determine known methods and systems / plants capable of producing methanethiol from carbon monoxide, hydrogen and hydrogen sulfide. For example, a catalytic system that includes WO ₃ / Al ₂ O ₃ or K ₂ MoO ₄ at a temperature of 300 ° C. to 400 ° C. may be used in a methanethiol reactor to produce methanethiol from carbon monoxide, hydrogen, and hydrogen sulfide.

Что касается диметилсульфидного реактора 220, специалист в данной области, принимая во внимание раскрытие настоящего изобретения, должен определить известные способы и системы/установки, способные производить диметилсульфид из метанола и метантиола. Например, в диметилсульфидном реакторе 220 могут использоваться твердокислотные каталитические системы, обладающие умеренной кислотностью, например, каталитические системы La₂O₃/Al₂O₃, γ-Al₂O₃ или WO₃/ZrO₂, при температуре от 320°С до 420°С, для получения диметилсульфида из метанола и метантиола. Следует отметить, что в вышеупомянутых способах и системах получение диметилсульфида может предпочтительно включать избыток относительно стехиометрического количества метанола, используемого для получения диметилсульфида, чтобы свести к минимуму количество непрореагировавшего метантиола в диметилсульфидном продукте. В некоторых случаях рециркуляционный контур может включаться для уменьшения образования метантиола в существенных количествах.As for the dimethyl sulfide reactor 220, one skilled in the art, taking into account the disclosure of the present invention, should determine known methods and systems / systems capable of producing dimethyl sulfide from methanol and methanethiol. For example, in dimethyl sulfide reactor 220 solid acid catalyst systems having moderate acidity can be used, for example, La ₂ O ₃ / Al ₂ O ₃ , γ-Al ₂ O ₃ or WO ₃ / ZrO ₂ catalyst systems, at a temperature of from 320 ° C. 420 ° C to obtain dimethyl sulfide from methanol and methanethiol. It should be noted that in the above methods and systems, the production of dimethyl sulfide may preferably include an excess of the stoichiometric amount of methanol used to produce dimethyl sulfide in order to minimize the amount of unreacted methanethiol in the dimethyl sulfide product. In some cases, the recirculation loop may be included to reduce the formation of methanethiol in significant quantities.

В некоторых вариантах осуществления кислый газ из нефтеносного пласта может использоваться для получения диметилсульфида. Например, некоторые варианты осуществления могут включать в себя: добычу текучей среды из нефтеносного пласта, при этом добываемая текучая среда включает в себя кислый газ, содержащий метан и сероводород; отделение метана и отделение сероводорода из кислого газа; получение монооксида углерода и водорода из по меньшей мере части отделенного метана; получение метанола из по меньшей мере части полученного монооксида углерода и полученного водорода; и получение диметилсульфида из по меньшей мере части полученного метанола и по меньшей мере части отделенного сероводорода. В другом примере, диметилсульфид можно получать из полученного кислого газа через производство метантиола, как описано выше.In some embodiments, acidic gas from the oil reservoir may be used to produce dimethyl sulfide. For example, some embodiments may include: producing fluid from the oil reservoir, the produced fluid including an acid gas comprising methane and hydrogen sulfide; separating methane and separating hydrogen sulfide from acid gas; obtaining carbon monoxide and hydrogen from at least a portion of the separated methane; obtaining methanol from at least a portion of the obtained carbon monoxide and the resulting hydrogen; and obtaining dimethyl sulfide from at least a portion of the obtained methanol and at least a portion of the separated hydrogen sulfide. In another example, dimethyl sulfide can be obtained from the resulting acid gas through the production of methanethiol, as described above.

Обратимся теперь к фиг. 3, иллюстрирующей приводимую в качестве примера систему настоящего изобретения, где система 300 содержит добывающее устройство 128, которое сконструировано и выполнено с возможностью добычи текучей среды из нефтеносного пласта 338, при этом добываемая текучая среда содержит нефть и кислый газ, и при этом указанный кислый газ содержит метан и сероводород. Второй сепаратор 340 функционально связан по текучей среде с добывающим устройством 128 для приема добываемой текучей среды из добывающего устройства, например, по трубопроводу 339.Turning now to FIG. 3 illustrating an exemplary system of the present invention, where system 300 comprises a production device 128 that is designed and configured to produce fluid from an oil reservoir 338, the produced fluid containing oil and acid gas, and wherein said acid gas contains methane and hydrogen sulfide. The second separator 340 is fluidly coupled to a production device 128 for receiving the produced fluid from the production device, for example, through a pipe 339.

Второй сепаратор 340 сконструирован и выполнен с возможностью отделения кислого газа и отделения нефти из добываемой текучей среды. Второй сепаратор, например, может состоять из традиционного газожидкостного сепаратора, в котором кислый газ отделяется от жидкой нефти. Отделенная жидкая нефть может подаваться из второго сепаратора 340 в нефтехранилище 342, которое может быть функционально связано по текучей среде со вторым сепаратором, например, по трубопроводу 341.The second separator 340 is designed and configured to separate acid gas and separate oil from the produced fluid. The second separator, for example, may consist of a traditional gas-liquid separator in which acid gas is separated from liquid oil. The separated liquid oil can be fed from the second separator 340 to the oil storage 342, which can be fluidly coupled to the second separator, for example, via a pipe 341.

Текучая среда, добываемая из нефтеносного пласта, может содержать диметилсульфид и воду в дополнение к нефти и кислому газу. Второй сепаратор 340 может быть сконструирован и выполнен с возможностью разделения нефти, кислого газа, диметилсульфида и воды в составе текучей среды, добытой из нефтеносного пласта, на отдельные компоненты. Как было отмечено выше, второй сепаратор 340 может содержать обычный газожидкостный сепаратор для отделения кислого газа от жидких компонентов добытой текучей среды, таких как жидкая нефть, вода и диметилсульфид. Второй сепаратор 340 также может содержать обычный водосепараторный сосуд для отделения жидкой нефти и диметилсульфида от воды. Второй сепаратор также может содержать обычную перегонную или испарительную колонну для отделения диметилсульфида от жидкой нефти. Некоторые варианты осуществления, описанные в данном документе, могут включать разделение добытого потока текучей среды на его компоненты или смеси компонентов. Например, некоторые варианты осуществления могут включать отделение кислого газа из добытой текучей среды. В другом примере, некоторые варианты осуществления могут включать отделение кислого газа и нефти из добытой текучей среды. В еще одном примере некоторые варианты осуществления могут включать отделение кислого газа, нефти и воды из добытой текучей среды. В другом примере некоторые варианты осуществления могут включать отделение кислого газа, нефти, воды и диметилсульфида из добытой текучей среды. В некоторых случаях индивидуальные компоненты, выделенные из добытой текучей среды, могут храниться. В некоторых случаях индивидуальные компоненты, выделенные из добытой текучей среды, могут транспортироваться в другое местоположение. В некоторых случаях индивидуальные компоненты, выделенные из добытой текучей среды, могут использоваться в системах, описанных в данном документе.The fluid produced from the oil reservoir may contain dimethyl sulfide and water in addition to oil and acid gas. The second separator 340 may be designed and configured to separate oil, acid gas, dimethyl sulfide and water in the fluid from the oil reservoir into separate components. As noted above, the second separator 340 may include a conventional gas-liquid separator for separating acid gas from the liquid components of the produced fluid, such as liquid oil, water and dimethyl sulfide. The second separator 340 may also comprise a conventional water separating vessel for separating liquid oil and dimethyl sulfide from water. The second separator may also contain a conventional distillation or evaporation column for separating dimethyl sulfide from liquid oil. Some embodiments described herein may include separating the produced fluid stream into its components or mixtures of components. For example, some embodiments may include separating acid gas from the produced fluid. In another example, some embodiments may include separating acid gas and oil from the produced fluid. In yet another example, some embodiments may include separating acid gas, oil, and water from the produced fluid. In another example, some embodiments may include separating acid gas, oil, water, and dimethyl sulfide from the produced fluid. In some cases, individual components recovered from the produced fluid may be stored. In some cases, individual components recovered from the produced fluid may be transported to another location. In some cases, individual components isolated from the produced fluid may be used in the systems described herein.

Второй сепаратор 340 может быть функционально связан по текучей среде с первым сепаратором 102 для того, чтобы обеспечивать первый сепаратор 102 кислым газом, например, по трубопроводу 343. Первый сепаратор 102 может разделять кислый газ на метан и сероводород, как описано выше. Система, проиллюстрированная на фиг. 3, содержит метановый реактор 110, метанольный реактор 116 и диметилсульфидный реактор 120, каждый из которых соответствующим образом функционально соединен по текучей среде, как описано применительно к фиг. 1. Как проиллюстрировано, диметилсульфид, полученный с помощью диметилсульфидного реактора 120, передается по трубопроводу 344.The second separator 340 may be operatively fluidly coupled to the first separator 102 in order to provide the first separator 102 with acid gas, for example, via conduit 343. The first separator 102 may separate the acid gas into methane and hydrogen sulfide, as described above. The system illustrated in FIG. 3 comprises a methane reactor 110, a methanol reactor 116, and a dimethyl sulfide reactor 120, each of which is suitably functionally fluidly coupled, as described with respect to FIG. 1. As illustrated, the dimethyl sulfide obtained by the dimethyl sulfide reactor 120 is transferred through a pipe 344.

В некоторых вариантах осуществления трубопровод 344 может функционально соединять по текучей среде нефтеносный пласт с диметилсульфидным реактором 120, при этом нефтеносный пласт может быть нефтеносным пластом 338, из которого получают указанный кислый газ, или другим нефтеносным пластом (например, с включением закачивающего устройства, аналогичного устройству 124 на фиг. 1 и фиг. 2 в системе 300). В некоторых вариантах осуществления трубопровод для транспортировки диметилсульфида в другое местоположение может быть функционально соединен по текучей среде с диметилсульфидным реактором 120, например, по трубопроводу 344.In some embodiments, conduit 344 may fluidly couple the oil reservoir to the dimethyl sulfide reactor 120, wherein the oil reservoir may be the oil reservoir 338 from which the acid gas is obtained, or another oil reservoir (e.g., including an injection device similar to that 124 in Fig. 1 and Fig. 2 in system 300). In some embodiments, a conduit for transporting dimethyl sulfide to another location may be operatively fluidly coupled to the dimethyl sulfide reactor 120, for example, via conduit 344.

Система в соответствии с настоящим изобретением может представлять собой гибрид из систем 100 и 300, соответственно, на фиг. 1 и фиг. 3. А именно, добывающее устройство 128 фиг.1 может быть добывающим устройством 128 фиг. 3, и система может содержать трубопровод 122 и устройство 124 фиг. 1 и Трубопровод 344 фиг. 3, при этом трубопроводы 344 и 122 могут функционально соединять по текучей среде диметилсульфидный реактор 120 фиг. 3 с закачивающим устройством 124 фиг. 1. В данном варианте осуществления по меньшей мере некоторая часть диметилсульфида, полученного из кислого газа, добытого из нефтеносного пласта, будет вводиться в указанный нефтеносный пласт в композиции для извлечения нефти, для добычи нефти из нефтеносного пласта.The system in accordance with the present invention may be a hybrid of systems 100 and 300, respectively, in FIG. 1 and FIG. 3. Namely, the mining device 128 of FIG. 1 may be the mining device 128 of FIG. 3, and the system may include conduit 122 and device 124 of FIG. 1 and Pipe 344 of FIG. 3, the conduits 344 and 122 can functionally fluidly connect the dimethyl sulfide reactor 120 of FIG. 3 with an injection device 124 of FIG. 1. In this embodiment, at least some of the dimethyl sulfide obtained from acid gas produced from the oil reservoir will be introduced into said oil reservoir in an oil recovery composition for oil recovery from the oil reservoir.

В некоторых вариантах осуществления по меньшей мере часть нефти из добытой текучей среды может быть отделена от добытой текучей среды и транспортирована в другое местоположение (например, по трубопроводу или с помощью автомобильного транспорта). В некоторых вариантах осуществления отделенная нефть может иметь вязкость, превышающую примерно 350 сП (350 мПа⋅с), что может являться достаточно высокой вязкостью, затрудняющей перекачивание нефти, или может потребовать значительных затрат энергии для перекачивания нефти. Таким образом, некоторые варианты осуществления могут включать смешивание достаточного количества диметилсульфида (или композиции для извлечения нефти, содержащей диметилсульфид) с нефтью для снижения вязкости нефти до величины не более 350 сП (350 мПа⋅с), или не более 250 сП (250 мПа⋅с), или не более 150 сП (150 мПа⋅с). Диметилсульфид, используемый для снижения вязкости нефти, может представлять собой по меньшей мере часть диметилсульфида, полученного из кислого газа, по меньшей мере часть диметилсульфида, выделенного из текучей среды, добытой из нефтеносного пласта, или любой другой источник диметилсульфида.In some embodiments, at least a portion of the oil from the produced fluid may be separated from the produced fluid and transported to another location (for example, by pipeline or by road). In some embodiments, the separated oil may have a viscosity in excess of about 350 cP (350 mPa · s), which may be a sufficiently high viscosity that impedes pumping, or may require significant energy expenditures to pump the oil. Thus, some embodiments may include mixing a sufficient amount of dimethyl sulfide (or a composition for recovering oil containing dimethyl sulfide) with oil to reduce the viscosity of the oil to not more than 350 cP (350 mPa⋅s), or not more than 250 cP (250 mPa⋅ c), or not more than 150 cP (150 mPa⋅s). The dimethyl sulfide used to reduce the viscosity of the oil may be at least a portion of the dimethyl sulfide derived from acid gas, at least a portion of the dimethyl sulfide recovered from the fluid produced from the oil reservoir, or any other source of dimethyl sulfide.

Что касается устройств для введения текучей среды в нефтеносный пласт и добычи текучих сред из него, специалист в данной области, принимая во внимание раскрытие настоящего изобретения, определит известные способы и системы/установки/устройства, способные осуществлять введение композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт и добычу текучей среды, содержащий нефть, из нефтеносного пласта, которые могут быть одиночной системой/установкой/устройством (например, одиночной скважиной, содержащей устройства закачки и добычи) или отдельными системами/установками/устройствами (например, нагнетательной скважиной в сочетании с добывающей скважиной).Regarding devices for introducing a fluid into an oil reservoir and extracting a fluid from it, one skilled in the art, taking into account the disclosure of the present invention, will determine known methods and systems / installations / devices capable of introducing a composition for extracting oil into an oil reservoir and production of a fluid containing oil from an oil reservoir, which may be a single system / installation / device (for example, a single well containing injection and production devices) or separately E systems / units / devices (e.g., injection well in combination with the production well).

Нефтеносный пласт может являться в некоторых вариантах осуществления подземным пластом. Подземный нефтеносный пласт может содержать один или несколько материалов с пористой матрицей, выбранных из группы, состоящей из пористой минеральной матрицы, пористой породной матрицы, и сочетания пористой минеральной матрицы и пористой породной матрицы, при этом материал с пористой матрицей может находиться под перекрывающими породами на глубине в диапазоне от 50 м до 6000 м, или от 100 м до 4000 м, или от 200 м до 2000 м ниже земной поверхности. Подземный нефтеносный пласт может являться подводным пластом.The oil reservoir may be, in some embodiments, an underground reservoir. An underground oil reservoir may contain one or more porous matrix materials selected from the group consisting of a porous mineral matrix, a porous rock matrix, and a combination of a porous mineral matrix and a porous rock matrix, while the material with the porous matrix may be below the overlying rocks at a depth of in the range from 50 m to 6000 m, or from 100 m to 4000 m, or from 200 m to 2000 m below the earth's surface. The underground oil reservoir may be an underwater reservoir.

Обратимся теперь к фиг. 4, на которой показана система 400 для введения композиции для извлечения нефти в подземный нефтеносный пласт. Система 400 включает в себя хранилище 401 композиции для извлечения нефти, функционально связанное по текучей среде с установкой 403 закачивания/добычи по трубопроводу 405. Хранилище 401 композиции для извлечения нефти может быть функционально связано по текучей среде с диметилсульфидными реакторами фиг. 1-3, как описано в данном документе, для приема диметилсульфида из диметилсульфидного реактора. Установка 403 закачивания/добычи может быть функционально связана по текучей среде со скважиной 407 для подачи композиции для извлечения нефти, содержащей по меньшей мере 75 мол. % диметилсульфида, в скважину. Скважина может простираться от установки 403 закачивания/добычи в нефтеносный пласт 409, включающий в себя, например, один или несколько участков 411, 413 и 415 пласта, образованных из материалов с пористыми матрицами, таких как описано выше, расположенных под перекрывающими породами 417. Как показано стрелкой вниз в скважине 407, композиция для извлечения нефти может поступать из установки 403 закачивания/добычи через скважину для введения в пласт 409, например, в участок 413 пласта, причем установка 403 закачивания/добычи и скважина 407, или сама скважина 407, включают (включает) в себя закачивающее устройство для введения композиции для извлечения нефти в пласт 409. Закачивающее устройство для введения композиции для извлечения нефти в пласт 409 может состоять из насоса 410 для доставки композиции для извлечения нефти к перфорациям или отверстиям в скважине, через которые композиция для извлечения нефти может быть закачана в пласт.Turning now to FIG. 4, a system 400 is shown for injecting an oil recovery composition into an underground oil reservoir. System 400 includes a storage 401 for an oil recovery composition operably fluidically coupled to an injection / production unit 403 via conduit 405. A storage 401 for an oil recovery composition can be fluidly operable with the dimethyl sulfide reactors of FIG. 1-3, as described herein, for receiving dimethyl sulfide from a dimethyl sulfide reactor. The injection / production unit 403 may be operatively fluidly coupled to a well 407 for supplying an oil recovery composition containing at least 75 mol. % dimethyl sulfide, per well. The well may extend from an injection / production unit 403 into the oil reservoir 409, including, for example, one or more sections of the reservoir 411, 413 and 415 formed from porous matrix materials, such as those described above, located under the overburden 417. As shown by a down arrow in the well 407, the oil recovery composition may come from the injection / production unit 403 through the well for injection into the formation 409, for example, into the formation section 413, the injection / production unit 403 and the well 407, or the well 40 itself 7 include (includes) an injection device for introducing the oil recovery composition into the formation 409. The injection device for introducing the oil recovery composition into the formation 409 may consist of a pump 410 for delivering the oil recovery composition to the perforations or holes in the well, which the oil recovery composition can be injected into the formation.

Специалист в данной области, принимая во внимание раскрытие настоящего изобретения, должен определить условия, при которых композиция для извлечения нефти может вводиться в пласт. Например, для предотвращения гидроразрыва пласта, композиция для извлечения нефти может закачиваться в пласт под давлением в диапазоне от мгновенного давления в пласте вплоть до давления гидроразрыва пласта, но не включая последнее.A person skilled in the art, taking into account the disclosure of the present invention, should determine the conditions under which the oil recovery composition can be introduced into the formation. For example, to prevent hydraulic fracturing, the oil recovery composition can be injected into the reservoir under pressure ranging from instantaneous pressure in the reservoir up to hydraulic fracturing pressure, but not including the latter.

По мере введения композиции для извлечения нефти в пласт 409, композиция для извлечения нефти распространяется в пласт, как показано стрелками 419. Непосредственно после введения в пласт 409 композиция для извлечения нефти контактирует и образует смесь с частью нефти в пласте. Композиция для извлечения нефти является смешивающейся с нефтью в пласте, при этом композиция для извлечения нефти мобилизует по меньшей мере часть нефти в пласте после смешивания с нефтью: В некоторых случаях, для усиления мобилизации нефти, композиция для извлечения нефти может быть оставлена для впитывания в пласте после введения композиции для извлечения нефти в пласт для смешивания с нефтью и мобилизации нефти в пласте. Композиция для извлечения нефти может быть оставлена для впитывания в пласте на некоторый период времени от примерно 1 часа до примерно 15 дней, предпочтительно от примерно 5 часов до примерно 50 часов.As the composition for extracting oil into the reservoir 409 is introduced, the composition for extracting oil extends into the reservoir, as shown by arrows 419. Immediately after the introduction of the reservoir 409, the composition for oil recovery is in contact and forms a mixture with a portion of the oil in the reservoir. The oil recovery composition is miscible with oil in the formation, wherein the oil recovery composition mobilizes at least a portion of the oil in the formation after mixing with the oil: In some cases, to enhance oil mobilization, the oil recovery composition may be left to be absorbed in the formation after the introduction of the composition for extracting oil into the reservoir for mixing with oil and mobilizing oil in the reservoir. The oil recovery composition may be left to soak in the formation for a period of time from about 1 hour to about 15 days, preferably from about 5 hours to about 50 hours.

Как показано на фиг. 5, после введения композиции для извлечения нефти в пласт 409 и после периода впитывания, текучая среда, содержащая нефть и, необязательно, кислый газ, диметилсульфид и воду, как описано выше, может быть извлечена и добыта из пласта 409, как показано стрелками 421, и направляется обратно вверх по скважине 407 в установку 403 закачивания/добычи. Добывающее устройство для извлечения и добычи поступающей текучей среды из пласта 409 может состоять из насоса 412, который может находиться в установке 403 закачивания/добычи и/или внутри скважины 407, и который может откачивать добываемую из пласта текучую среду с подачей добываемой текучей среды в установку 403.As shown in FIG. 5, after the composition for oil recovery is introduced into formation 409 and after an absorption period, a fluid containing oil and optionally acid gas, dimethyl sulfide and water, as described above, can be recovered and produced from formation 409, as shown by arrows 421, and heads back up the well 407 to the injection / production unit 403. The production device for extracting and producing the incoming fluid from the formation 409 may consist of a pump 412, which may be located in the injection / production unit 403 and / or inside the well 407, and which may pump out the produced fluid from the formation to supply the produced fluid to the installation 403.

В качестве альтернативы, устройство для извлечения и добычи текучей среды из пласта 409 может включать в себя компрессор 414. Компрессор 414 может быть функционально связан по текучей среде с помощью трубопровода 416 с резервуаром 429 для хранения газа и может сжимать газ из резервуара для хранения газа для закачивания в пласт 409 через скважину 407. Компрессор может сжимать газ до давления, достаточного для проведения добычи добываемой текучей среды из пласта через скважину 407, при этом подходящее давление может быть определено общепринятыми способами, известными специалистам. Сжатый газ может закачиваться в пласт из другого положения в скважине 407, чем положение в скважине, из которого текучая среда добывается из пласта, например, сжатый газ может закачиваться в пласт на участке 411 пласта, тогда как текучая среда добывается из пласта на участке 413 пласта.Alternatively, a device for extracting and extracting fluid from the formation 409 may include a compressor 414. The compressor 414 may be operatively fluidly coupled through a pipe 416 to a gas storage tank 429 and may compress gas from a gas storage tank to injection into the formation 409 through the well 407. The compressor can compress the gas to a pressure sufficient to produce produced fluid from the formation through the well 407, while the appropriate pressure can be determined by generally accepted methods well-known specialists. Compressed gas can be injected into the reservoir from a different position in the well 407 than the position in the well from which fluid is produced from the reservoir, for example, compressed gas can be injected into the reservoir at reservoir 411, while fluid is produced from the reservoir at reservoir 413 .

Установка 403 закачивания/добычи может содержать сепарационную установку 423, которая может соответствовать второму сепаратору 340, как показано на фиг. 3. Сепарационная установка 423 может быть образована из традиционного газожидкостного сепаратора для отделения кислого газа от нефти, диметилсульфида и воды; традиционного сепаратора углеводородов и воды для отделения воды от нефти и диметилсульфида; и традиционной ректификационной колонны для отделения диметилсульфида от нефти.The injection / production unit 403 may include a separation unit 423, which may correspond to a second separator 340, as shown in FIG. 3. Separation unit 423 may be formed from a conventional gas-liquid separator for separating acid gas from oil, dimethyl sulfide and water; a conventional hydrocarbon-water separator for separating water from oil and dimethyl sulfide; and a conventional distillation column for separating dimethyl sulfide from oil.

Отделенная нефть может быть подана из сепарационной установки 423, входящей в состав установки 403 закачивания/добычи, в резервуар 425 для хранения жидкой нефти, который может быть функционально связан по текучей среде с сепарационной установкой в составе установки закачивания/добычи с помощью трубопровода 427. Отделенный кислый газ может быть подан из сепарационной установки 423, входящей в состав установки 403 закачивания/добычи, в резервуар 429 для хранения газа, который может быть функционально связан по текучей среде с сепарационной установкой в составе установки закачивания/добычи с помощью трубопровода 431. Отделенный добытый диметилсульфид может быть подан из сепарационной установки 423, входящей в состав установки закачивания/добычи, в хранилище 401 композиции для извлечения нефти, которое может быть функционально связано по текучей среде с сепарационной установкой в составе установки закачивания/добычи, с помощью трубопровода 433. В качестве альтернативы, отделенный добытый диметилсульфид может подаваться из сепарационной установки 423, входящей в состав установки 403 закачивания/добычи, в устройство 410 закачивания для повторного закачивания в пласт 409, причем сепарационная установка 423 может быть функционально связана по текучей среде с устройством 410 закачивания по трубопроводу 418 для подачи отделенного добытого диметилсульфида из сепарационной установки 423 в устройство 410 закачивания. Отделенная вода может быть подана из сепарационной установки 423, входящей в состав установки 403 закачивания/добычи, в резервуар 435 для воды, который может быть функционально связан по текучей среде с сепарационной установкой в составе установки закачивания/добычи, с помощью трубопровода 437. Резервуар 435 для воды может быть функционально связан по текучей среде с устройством 410 закачивания с помощью трубопровода 439 для повторной закачки воды, добытой из пласта, обратно в пласт.The separated oil can be fed from the separation unit 423, which is part of the injection / production unit 403, to a liquid oil storage tank 425, which can be fluidly coupled to the separation unit in the injection / production unit via line 427. Separated acid gas can be supplied from separation unit 423, which is part of the injection / production unit 403, to a gas storage tank 429, which can be fluidly coupled to the separation unit It is included in the injection / production unit using pipeline 431. The separated extracted dimethyl sulfide can be fed from the separation unit 423, which is part of the injection / production unit, to the storage 401 of the oil recovery composition, which can be fluidly connected to the separation unit as part of the injection / production unit, via pipeline 433. Alternatively, the separated mined dimethyl sulfide may be supplied from separation unit 423, which is part of the 403 injection unit sludge / production, into the injection device 410 for re-injection into the reservoir 409, and the separation unit 423 can be fluidly connected to the injection device 410 via a pipe 418 for feeding the separated mined dimethyl sulfide from the separation installation 423 to the injection device 410. The separated water can be supplied from the separation unit 423, which is part of the injection / production unit 403, to the water tank 435, which can be functionally fluidly connected to the separation unit as part of the injection / production unit, via line 437. Tank 435 for water can be fluidically operably connected to an injection device 410 via a pipe 439 for re-pumping water produced from the formation back into the formation.

Специалист в данной области, принимая во внимание раскрытие настоящего изобретения, должен определить модификации устройств для введения композиции для извлечения нефти в подземный пласт и добычи добываемой текучей среды из пласта. Например, может использоваться система из двух или более скважин, где по меньшей мере одна скважина является нагнетательной скважиной, и по меньшей мере одна скважина является добывающей скважиной. Например, закачивающее устройство для введения композиции для извлечения нефти, содержащей по меньшей мере 75 мол. % диметилсульфида, в подземный пласт, может находиться на первой скважине, простирающейся в подземный пласт, и добывающее устройство для добычи текучей среды из подземного пласта может находиться на второй скважине, простирающейся в подземный пласт.A person skilled in the art, taking into account the disclosure of the present invention, should determine modifications to devices for introducing a composition for extracting oil into an underground formation and extracting produced fluid from the formation. For example, a system of two or more wells may be used, where at least one well is an injection well and at least one well is a production well. For example, an injection device for administering a composition for extracting oil containing at least 75 mol. % dimethyl sulfide into the subterranean formation may be located on a first well extending into the subterranean formation, and a production device for extracting fluid from the subterranean formation may be located on a second well extending into the subterranean formation.

В некоторых вариантах осуществления системы, описанные в данном документе, могут быть модифицированы для соответствия схеме расположения скважин. Например, два или более закачивающих устройства для введения композиции для извлечения нефти, содержащей диметилсульфид, в нефтеносный пласт могут быть функционально связаны по текучей среде с диметилсульфидным реактором, описанным в данном документе, с тем, чтобы подавать композицию для извлечения нефти в два или более закачивающих устройства. Два или более добывающих устройства для добычи текучей среды из нефтеносного пласта могут быть функционально связаны по текучей среде со вторым сепаратором, описанным в данном документе, для подачи в него потока кислого газа. Некоторые варианты осуществления могут быть сочетанием вышеперечисленного.In some embodiments, the systems described herein may be modified to fit a well layout. For example, two or more injection devices for introducing a dimethyl sulfide-containing oil recovery composition into an oil reservoir can be fluidly coupled to the dimethyl sulfide reactor described herein to feed the oil recovery composition to two or more injection devices. Two or more production devices for producing fluid from an oil reservoir may be fluidly coupled to a second separator described herein to supply an acid gas stream to it. Some embodiments may be a combination of the above.

В некоторых случаях, схема расположения может включать в себя скважины, выполненные с возможностью введения композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт и добычи текучей среды из нефтеносного пласта. В некоторых случаях, схема расположения может включать в себя первую группу скважин, выполненных с возможностью введения композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт, и вторую группу скважин, выполненных с возможностью добычи текучей среды из нефтеносного пласта.In some cases, the layout may include wells configured to introduce a composition for extracting oil into the oil reservoir and for extracting fluid from the oil reservoir. In some cases, the arrangement may include a first group of wells configured to introduce a composition for extracting oil into the oil reservoir, and a second group of wells configured to produce fluid from the oil reservoir.

Обратимся теперь к фиг. 6, на которой показана приводимая в качестве примера схема расположения 600, содержащая описанные в данном документе системы. Схема расположения 600 включает в себя первую группу 602 скважин (обозначенную горизонтальными линиями), вторую группу 604 скважин (обозначенную диагональными линиями), и систему 606, которая содержит по меньшей мере второй сепаратор, диметилсульфидный реактор и соответствующие другие компоненты между ними, как описано, например, на фиг. 1-3. В некоторых случаях первая группа 602 скважин может включать в себя множество добывающих скважин (например, устройства для добычи текучей среды из нефтеносного пласта), которые могут по отдельности быть функционально связанными по текучей среде со вторым сепаратором, описанным в данном документе, для подачи в него кислого газа, а вторая группа 604 скважин может включать в себя множество нагнетательных скважин (например, устройства для введения композиции для извлечения нефти, содержащей диметилсульфид, в нефтеносный пласт), которые по отдельности могут быть функционально связаны по текучей среде с диметилсульфидным реактором, описанным в данном документе, для того, чтобы подавать композицию для извлечения нефти, содержащую диметилсульфид, в нагнетательные скважины.Turning now to FIG. 6, an exemplary arrangement diagram 600 is shown containing the systems described herein. Layout 600 includes a first group of 602 wells (indicated by horizontal lines), a second group of 604 wells (indicated by diagonal lines), and a system 606 that includes at least a second separator, a dimethyl sulfide reactor, and corresponding other components between them, as described, for example, in FIG. 1-3. In some cases, the first group of wells 602 may include a plurality of production wells (eg, devices for producing fluid from an oil reservoir), which may individually be fluidically operably coupled to a second separator described herein for supplying to it acid gas, and the second group of 604 wells may include multiple injection wells (for example, devices for introducing a composition for the extraction of oil containing dimethyl sulfide into the oil reservoir), which The wells may be fluidically operable with the dimethyl sulfide reactor described herein in order to deliver the dimethyl sulfide containing oil recovery composition to injection wells.

В некоторых вариантах осуществления схема расположения 600 скважин может содержать от примерно 10 до примерно 1000 скважин, например, от примерно 5 до примерно 500 скважин в первой группе 602 скважин, и от примерно 5 до примерно 500 скважин во второй группе 604 скважин.In some embodiments, a 600 well arrangement may include from about 10 to about 1000 wells, for example, from about 5 to about 500 wells in a first group of 602 wells, and from about 5 to about 500 wells in a second group of 604 wells.

В некоторых вариантах осуществления схема расположения 600 скважин может включать примерно 1 систему 606 от на каждую скважину до на 50 скважин.In some embodiments, a 600 well arrangement may include approximately 1 606 system from each well to 50 wells.

Специалист в данной области, принимая во внимание раскрытие настоящего изобретения, должен определить подходящее расстояние между одиночными скважинами и между скважинами и системой 606.One skilled in the art, taking into account the disclosure of the present invention, should determine the appropriate distance between single wells and between wells and system 606.

Для обеспечения лучшего понимания настоящего изобретения приводятся следующие примеры предпочтительных или иллюстративных вариантов осуществления. Нижеследующие примеры никоим образом не следует считать ограничивающими или определяющими объем изобретения.To provide a better understanding of the present invention, the following examples of preferred or illustrative embodiments are provided. The following examples should in no way be considered limiting or defining the scope of the invention.

ПримерыExamples

DMS в качестве агента EOR примера 1. Оценивали качество диметилсульфида как агента для извлечения нефти на основе смешиваемости диметилсульфида с сырой нефтью по сравнению с другими соединениями. Смешиваемость диметилсульфидного, этилацетатного, о-ксилольного, сероуглеродного, хлороформного, дихлорметанового, тетрагидрофуранового и пентанового растворителей с добываемыми нефтеносными песками Маскег Ривер измеряли с помощью экстракции нефтеносных песков растворителями при 10°С и при 30°С с определением доли углеводородов, экстрагированных из нефтяных песков растворителями. Содержание битума добываемых нефтеносных песков Маскег Ривер измеряли при средних значениях выхода битумного экстракта 11% масс. для растворителей, которые, как известно, эффективно извлекали по существу весь битум из нефтеносных песков, в частности, для хлороформа, дихлорметана, о-ксилола, тетрагидрофурана и сероуглерода. На каждый растворитель для каждой температуры экстрагирования готовили один образец нефтеносных песков, при этом растворителями, используемыми для экстракции образцов нефтеносных песков, были диметилсульфид, этилацетат, о-ксилол, сероуглерод, хлороформ, дихлорметан, тетрагидрофуран и пентан. Каждый образец нефтеносных песков взвешивали и помещали в целлюлозную экстракционную гильзу, которую помещали на пористый полиэтиленовый опорный диск в снабженном рубашкой стеклянном цилиндре с клапаном регулирования скорости падения капель. Каждый образец нефтеносных песков затем экстрагировали выбранным растворителем при выбранной температуре (10°С или 30°С) в циклическом эксперименте контактирования и слива, в котором время контактирования находилось в диапазоне от 15 до 60 мин. Использовали свежий контактирующий растворитель, и циклическую экстракцию повторяли до тех пор, пока раствор, сливаемый из устройства, не становился бледно-коричневого цвета.DMS as an EOR agent of Example 1. The quality of dimethyl sulfide as an oil recovery agent was evaluated based on the miscibility of dimethyl sulfide with crude oil compared to other compounds. The miscibility of dimethyl sulfide, ethyl acetate, o-xylene, carbon disulfide, chloroform, dichloromethane, tetrahydrofuran and pentane solvents with extracted oil sands of the Maskeg River was measured by extraction of oil sands with solvents at 10 ° C and at 30 ° C with hydrocarbon oil solvents. The bitumen content of the extracted oil sands of the Muskeg River was measured at an average yield of bitumen extract of 11% by mass. for solvents that are known to have effectively extracted substantially all of the bitumen from the oil sands, in particular chloroform, dichloromethane, o-xylene, tetrahydrofuran and carbon disulfide. One oil sand sample was prepared for each solvent for each extraction temperature, while the solvents used to extract the oil sand samples were dimethyl sulfide, ethyl acetate, o-xylene, carbon disulfide, chloroform, dichloromethane, tetrahydrofuran and pentane. Each oil sands sample was weighed and placed in a cellulosic extraction sleeve, which was placed on a porous polyethylene support disk in a jacketed glass cylinder with a valve for controlling the rate of dropping drops. Each oil sands sample was then extracted with a selected solvent at a selected temperature (10 ° C or 30 ° C) in a cyclic contact and discharge experiment, in which the contact time was in the range from 15 to 60 minutes. A fresh contacting solvent was used, and cyclic extraction was repeated until the solution drained from the device turned pale brown.

Экстрагированные растворы десорбировали от растворителя с помощью роторного испарителя и затем сушили в вакууме для удаления остаточного растворителя. Все полученные образцы битума содержали остаточный растворитель в диапазоне от 3% масс, до 7% масс. Остаточную твердую фазу и экстракционную гильзу сушили на воздухе, взвешивали и затем сушили в вакууме. По существу не наблюдали потери в весе после вакуумной сушки остаточной твердой фазы, что указывает, что твердая фаза не сохраняла ни экстрагирующего растворителя, ни легкоподвижной воды. В совокупности, вес твердой фазы или образца и гильзы, полученный после экстракции, плюс количество битума, извлеченное после экстракции, деленные на массу исходного образца нефтеносных песков вместе с массой гильзы, представляют сходимость в весе для экстракций. Вычисленный процент сходимости в весе образцов был несколько выше, поскольку полученные для битума значения не были скорректированы на 3-7% масс. остаточного растворителя. Результаты экспериментов по экстракции обобщены в таблице 1.The extracted solutions were stripped from the solvent using a rotary evaporator and then dried in vacuo to remove residual solvent. All obtained samples of bitumen contained a residual solvent in the range from 3 wt% to 7 wt%. The residual solid phase and extraction sleeve were dried in air, weighed, and then dried in vacuo. Essentially no weight loss was observed after vacuum drying of the residual solid phase, which indicates that the solid phase did not retain either the extracting solvent or the easily moving water. Collectively, the weight of the solid phase or of the sample and sleeve obtained after extraction, plus the amount of bitumen recovered after extraction, divided by the weight of the original oil sands sample together with the weight of the sleeve, represents the convergence in weight for the extraction. The calculated percentage convergence in the weight of the samples was slightly higher, since the values obtained for bitumen were not adjusted by 3-7% of the mass. residual solvent. The results of extraction experiments are summarized in table 1.

На фиг. 7 представлен график, показывающий массовый процент выхода экстрагированного битума в зависимости от экстракционной текучей среды при 30°С, с применением поправочного коэффициента для остаточной экстракционной текучей среды в извлеченном битуме, и на фиг. 8 представлен аналогичный график для экстракции при 10°С без поправочного коэффициента. На фиг. 7 и фиг. 8, и в таблице 1 видно, что диметилсульфид сравним по извлечению битума из нефтеносного песка с наиболее известными текучими средами для извлечения битума из нефтеносного песка - о-ксилолом, хлороформом, сероуглеродом, дихлорметаном, тетрагидрофураном, - и значительно лучше, чем пентан и этилацетат.In FIG. 7 is a graph showing the mass percent yield of extracted bitumen as a function of the extraction fluid at 30 ° C. using a correction factor for the residual extraction fluid in the recovered bitumen, and FIG. Figure 8 shows a similar graph for extraction at 10 ° C without a correction factor. In FIG. 7 and FIG. 8 and Table 1 shows that dimethyl sulfide is comparable in extracting bitumen from oil sand with the most well-known fluids for extracting bitumen from oil sand - o-xylene, chloroform, carbon disulfide, dichloromethane, tetrahydrofuran - and much better than pentane and ethyl acetate .

Образцы битума, экстрагированные при 30°С из каждого образца нефтеносных песков, оценивали с помощью SARA-анализа (анализ насыщенных углеводородов, ароматических соединений, смол и асфальтенов), чтобы определить содержание насыщенных углеводородов, ароматических соединений, смол и асфальтенов в образцах битума, экстрагированных каждым растворителем. Результаты показаны в таблице 2.Bitumen samples extracted at 30 ° C from each oil sand sample were evaluated using SARA analysis (analysis of saturated hydrocarbons, aromatics, resins and asphaltenes) to determine the content of saturated hydrocarbons, aromatics, resins and asphaltenes in bitumen samples extracted every solvent. The results are shown in table 2.

SARA-анализ показал, что пентан и этилацетат были гораздо менее эффективными для экстракции асфальтенов из нефтеносных песков, чем известные высокоэффективные текучие среды для экстракции битума, такие как дихлорметан, сероуглерод, о-ксилол, тетрагидрофуран и хлороформ. SARA-анализ также показал, что диметилсульфид обладает превосходными свойствами смешиваемости даже для наиболее трудных углеводородов - асфальтенов.SARA analysis showed that pentane and ethyl acetate were much less effective for the extraction of asphaltenes from oil sands than the well-known high-performance fluids for the extraction of bitumen, such as dichloromethane, carbon disulfide, o-xylene, tetrahydrofuran and chloroform. SARA analysis also showed that dimethyl sulfide has excellent miscibility properties even for the most difficult hydrocarbons - asphaltenes.

Данные показали, что диметилсульфид, как правило, настолько же хорош, как и общепризнанные очень хорошие экстракционные текучие среды для извлечения битума из нефтяных песков, и полностью совместим с насыщенными углеводородами, ароматическими соединениями, смолами и асфальтенами.The data showed that dimethyl sulfide is generally as good as the generally recognized very good extraction fluids for extracting bitumen from oil sands, and is fully compatible with saturated hydrocarbons, aromatics, resins and asphaltenes.

DMS в качестве агента EOR примера 2. Оценивали качество диметилсульфида как агента для извлечения нефти, исходя из свойств понижения вязкости сырой нефти диметилсульфидом. Три типа сырых нефтей, имеющих различающиеся в широких пределах характеристики вязкости, - африканскую парафинистую сырую нефть, ближневосточную асфальтеновую сырую нефть и канадскую асфальтеновую сырую нефть, смешивали с диметилсульфидом. Некоторые свойства трех сырых нефтей приведены в таблице 3.DMS as an EOR agent of Example 2. The quality of dimethyl sulfide as an oil recovery agent was evaluated based on the properties of lowering the viscosity of crude oil with dimethyl sulfide. Three types of crude oils, which have a wide range of viscosity characteristics — African paraffinic crude, Middle East asphaltene crude and Canadian asphaltene — were mixed with dimethyl sulfide. Some properties of the three crude oils are shown in table 3.

Контрольный образец каждой сырой нефти готовили не содержащим диметилсульфида, и образцы каждой сырой нефти готовили и смешивали с диметилсульфидом для получения образцов сырой нефти, содержащих возрастающие концентрации диметилсульфида. Каждый образец каждой сырой нефти нагревали до 60°С для растворения любых содержащихся в нем парафинов и получения возможности взвешивания однородной жидкости, взвешивали, позволяли охладиться в течение ночи, затем смешивали с выбранным количеством диметилсульфида. Образцы смеси сырая нефть/диметилсульфид далее нагревали до 60°С и перемешивали, чтобы обеспечить однородную смесь диметилсульфида в образцах. Измерения абсолютной (динамической) вязкости каждого из образцов осуществляли с помощью реометра и датчика в закрытом тигле в сборе. Измерения вязкости каждого из образцов западноафриканской парафинистой сырой нефти и ближневосточной асфальтеновой сырой нефти осуществляли при 20°С, 40°С, 60°С, 80°С, и затем снова при 20° после охлаждения от 80°С, при этом второе измерение при 20°С осуществляли для измерения вязкости в отсутствии парафинов, поскольку образование парафина происходит достаточно медленно, что позволяет осуществить измерение вязкости при 20°С без парафина. Измерения вязкости каждого из образцов канадской асфальтеновой сырой нефти проводили при 5°С, 10°С, 20°С, 40°С, 60°С, 80°С. Результаты измерения вязкости для каждой из сырых нефтей представлены в таблицах 4, 5 и 6 ниже.A control sample of each crude oil was prepared not containing dimethyl sulfide, and samples of each crude oil were prepared and mixed with dimethyl sulfide to obtain crude oil samples containing increasing concentrations of dimethyl sulfide. Each sample of each crude oil was heated to 60 ° C to dissolve any paraffins contained in it and to obtain the possibility of weighing a homogeneous liquid, weighed, allowed to cool overnight, then mixed with a selected amount of dimethyl sulfide. Samples of the crude oil / dimethyl sulfide mixture were further heated to 60 ° C. and stirred to provide a uniform dimethyl sulfide mixture in the samples. The absolute (dynamic) viscosity of each of the samples was measured using a rheometer and a sensor in a closed crucible assembly. The viscosity measurements of each of the samples of West African paraffinic crude oil and Middle East asphaltene crude oil were carried out at 20 ° C, 40 ° C, 60 ° C, 80 ° C, and then again at 20 ° after cooling from 80 ° C, while the second measurement at 20 ° C was carried out to measure viscosity in the absence of paraffins, since the formation of paraffin occurs rather slowly, which allows the measurement of viscosity at 20 ° C without paraffin. The viscosity measurements of each of the samples of Canadian asphaltene crude oil were carried out at 5 ° C, 10 ° C, 20 ° C, 40 ° C, 60 ° C, 80 ° C. The viscosity measurement results for each of the crude oils are presented in tables 4, 5 and 6 below.

На фиг. 9, 10 и 11 показаны графики Log[Log (вязкости)] в зависимости от Log[температуры °K], полученные на основе измеренных значений вязкости в таблицах 4, 5 и 6, соответственно, иллюстрирующие влияние возрастания концентрации диметилсульфида на уменьшение вязкости образцов сырой нефти.In FIG. Figures 9, 10 and 11 show Log [Log (viscosity)] versus Log [temperature ° K] plots obtained from the measured viscosity values in Tables 4, 5 and 6, respectively, illustrating the effect of increasing dimethyl sulfide concentration on decreasing viscosity of crude samples oil.

Измеренные значения вязкости и графики показывают, что диметилсульфид эффективен для значительного понижения вязкости сырой нефти в широком диапазоне исходных значений вязкости сырой нефти.The measured viscosity values and graphs show that dimethyl sulfide is effective for significantly lowering the viscosity of crude oil over a wide range of initial viscosity values of crude oil.

DMS в качестве агента EOR примера 3. Дополнительное извлечение нефти из керна пласта с помощью композиции для извлечения нефти, состоящей из диметилсульфида, следующее за извлечением нефти из керна с помощью заводнения, измеряли для оценки эффективности DMS как третичного агента для извлечения нефти.DMS as an EOR agent of Example 3. The additional recovery of oil from the core using a dimethyl sulfide oil recovery composition following the recovery of oil from the core by water flooding was measured to evaluate the effectiveness of DMS as a tertiary oil recovery agent.

Два керна песчаника Berea длиной 5,02 см с диаметром керна 3,78 см и проницаемостью от 925 до 1325 мД насыщали насыщенным солевым раствором, имеющим состав, показанный в таблице 7.Two Berea sandstone cores 5.02 cm long with a core diameter of 3.78 cm and permeability from 925 to 1325 mD were saturated with saturated saline solution having the composition shown in table 7.

После насыщения кернов насыщенным солевым раствором насыщенный солевой раствор вытесняли ближневосточной асфальтеновой сырой нефтью, имеющей характеристики, указанные выше в таблице 3, для насыщения кернов нефтью.After the saturation of the cores with saturated saline, the saturated brine was displaced by Middle East asphaltene crude oil having the characteristics indicated in Table 3 above to saturate the cores with oil.

Нефть извлекали из каждого насыщенного нефтью керна с помощью добавления насыщенного солевого раствора в керн под давлением и последующего добавления DMS в керн под давлением. Каждый керн обрабатывали следующим образом для определения количества нефти, извлеченной из керна при добавлении насыщенного солевого раствора с последующим добавлением DMS. Нефть первоначально вытесняли из керна добавлением насыщенного солевого раствора в керн под давлением. К керну прикладывали обжимное давление 1 МПа при добавлении насыщенного солевого раствора, и скорость поступления насыщенного солевого раствора в керн устанавливали на уровне 0,05 мл/мин. Керн поддерживали при температуре 50°С во время вытеснения нефти из керна насыщенным солевым раствором. Нефть получали и собирали из керна во время вытеснения нефти из керна насыщенным солевым раствором до тех пор, пока не отмечалось прекращение поступления нефти (24 ч). После того, как вытеснение нефти из керна насыщенным солевым раствором прекращалось, нефть вытесняли из керна с помощью добавления DMS в керн под давлением. DMS добавляли в керн при скорости поступления 0,05 мл/мин в течение 32 ч для первого керна и в течение 15 ч для второго керна. Нефть, вытесненную из керна во время добавления DMS в керн, собирали отдельно от нефти, вытесненной при добавлении насыщенного солевого раствора в керн.Oil was recovered from each oil-saturated core by adding saturated saline to the core under pressure and then adding DMS to the core under pressure. Each core was treated as follows to determine the amount of oil recovered from the core by the addition of saturated saline followed by the addition of DMS. Oil was initially displaced from the core by the addition of saturated saline to the core under pressure. A core pressure of 1 MPa was applied to the core when saturated saline was added, and the rate of saturated saline into the core was set at 0.05 ml / min. The core was maintained at a temperature of 50 ° C during the displacement of oil from the core with saturated saline. Oil was obtained and collected from the core during the displacement of oil from the core with saturated saline until the cessation of oil flow was observed (24 hours). After the displacement of oil from the core with saturated saline was stopped, the oil was displaced from the core by adding DMS to the core under pressure. DMS was added to the core at a flow rate of 0.05 ml / min for 32 hours for the first core and for 15 hours for the second core. Oil displaced from the core during the addition of DMS to the core was collected separately from oil displaced by adding saturated saline to the core.

Образцы нефти, собранные из каждого керна с помощью вытеснения насыщенным солевым раствором и с помощью вытеснения DMS, отделяли от воды экстракцией дихлорметаном, и выделенный органический слой сушили над сульфатом натрия. После испарения летучих компонентов из выделенного, высушенного органического слоя каждого образца нефти количество нефти, вытесненное при добавлении в керн насыщенного солевого раствора, и количество нефти, вытесненное при добавлении в керн DMS, взвешивали. Летучие компоненты также испаряли из образца ближневосточной асфальтеновой сырой нефти, чтобы иметь возможность внести поправку на потерю легких фракций при испарении. В таблице 8 показано количество нефти, полученной из каждого керна при вытеснении насыщенным солевым раствором и последующем вытеснении DMS.Oil samples collected from each core by displacement with saturated saline and using DMS displacement were separated from the water by extraction with dichloromethane, and the separated organic layer was dried over sodium sulfate. After volatiles were evaporated from the separated, dried organic layer of each oil sample, the amount of oil displaced by adding saturated saline to the core and the amount of oil displaced by adding DMS to the core were weighed. Volatile components were also evaporated from a sample of Middle Eastern asphaltene crude oil in order to be able to correct for the loss of light fractions by evaporation. Table 8 shows the amount of oil obtained from each core during the displacement with saturated saline and the subsequent displacement of DMS.

Как показано в таблице 8, DMS является достаточно эффективным для извлечения дополнительного количества нефти из керна пласта после извлечения нефти из керна с помощью заводнения насыщенным солевым раствором: извлекается приблизительно 60% нефти, остающейся в керне после заводнения.As shown in Table 8, DMS is efficient enough to recover additional oil from the core after recovering oil from the core using saturated brine flooding: approximately 60% of the oil remaining in the core after the flooding is recovered.

Таким образом, настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения упомянутых целей и преимуществ, а также целей и преимуществ, которые являются неотъемлемыми для данного изобретения. Конкретные варианты осуществления, описанные выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение можно модифицировать и практически применять различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники, использующих преимущества изобретения, описанного в данном документе. Более того, на детали конструкции или дизайн, приведенные в настоящем документе, не налагается ограничений, кроме описанных ниже в формуле изобретения. Поэтому является очевидным, что конкретные иллюстративные варианты осуществления, раскрытые выше, можно изменять, объединять или модифицировать, и все такие изменения считаются входящими в объем настоящего изобретения. Изобретение, описанное в настоящем документе для иллюстрации, соответствующим образом может быть осуществлено в отсутствие любого элемента, не описанного специальным образом в настоящем документе, и/или любого необязательного элемента, описанного в настоящем документе. Хотя композиции и способы описаны терминами «охватывающие», «содержащие» или «включающие» различные компоненты или стадии композиций и способов также могут «состоять по существу из» или «состоять из» различных компонентов и стадий. Всякий раз, когда описывается численный диапазон с нижним пределом и верхним пределом, любое число и любой включенный диапазон в пределах данного диапазона являются конкретно раскрытыми. В частности, каждый диапазон значений (в форме «от примерно «a» до примерно «b», или равнозначно, «от приблизительно «a» до «b», или равнозначно, «от приблизительно а-b»), описанный в настоящем документе, следует понимать как указывающий на каждое число и диапазон в более широком диапазоне значений. Также термины в формуле изобретения имеют свое прямое обычное значение, если иное не определено недвусмысленно и ясно патентообладателем. Более того, формы единственного числа, используемые в формуле изобретения, определяются в настоящем документе как означающие один или несколько элементов, которые они вводят.Thus, the present invention is well adapted to achieve the aforementioned objectives and advantages, as well as the goals and advantages that are integral to the present invention. The specific embodiments described above are only illustrative since the present invention can be modified and practiced in various but equivalent ways that are obvious to those skilled in the art using the advantages of the invention described herein. Moreover, the structural details or design described herein are not limited except as described in the claims below. Therefore, it is obvious that the specific illustrative embodiments disclosed above can be changed, combined or modified, and all such changes are considered to be included in the scope of the present invention. The invention described herein by way of illustration may accordingly be practiced in the absence of any element not specifically described herein and / or any optional element described herein. Although the compositions and methods are described by the terms “encompassing,” “containing” or “including” the various components or steps of the compositions and methods, they can also “consist essentially of” or “consist of” the various components and steps. Whenever a numerical range with a lower limit and an upper limit is described, any number and any included range within a given range are specifically disclosed. In particular, each range of values (in the form of “from about a” to about “b,” or equivalently, “from about“ a ”to“ b, ”or equivalently,“ from about a-b ”) described herein The document should be understood as indicating each number and range in a wider range of values. Also, the terms in the claims have their direct ordinary meaning, unless otherwise specified explicitly and clearly by the patent holder. Moreover, the singular forms used in the claims are defined herein as meaning one or more of the elements that they introduce.

Claims

1. Способ добычи нефти, включающий в себя:1. The method of oil production, including:

отделение метана и отделение сероводорода из кислого газа, содержащего метан и сероводород; separating methane and separating hydrogen sulfide from acid gas containing methane and hydrogen sulfide;

получение метанола из по меньшей мере части полученного монооксида углерода и по меньшей мере части полученного водорода; obtaining methanol from at least a portion of the obtained carbon monoxide and at least a portion of the obtained hydrogen;

получение композиции для извлечения нефти, которая содержит по меньшей мере 75 мол.% диметилсульфида, из по меньшей мере части полученного диметилсульфида;obtaining a composition for oil recovery, which contains at least 75 mol.% dimethyl sulfide, from at least a portion of the obtained dimethyl sulfide;

введение указанной композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт, содержащий нефть; the introduction of the specified composition for oil recovery in the oil reservoir containing oil;

контактирование указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте; и contacting said composition for oil recovery with oil in the oil reservoir; and

после контактирования указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте добычу текучей среды из указанного нефтеносного пласта, при этом добываемая текучая среда содержит по меньшей мере часть нефти из нефтеносного пласта.after contacting said composition for extracting oil with oil in an oil reservoir, producing a fluid from said oil reservoir, wherein the produced fluid contains at least a portion of the oil from the oil reservoir.

2. Способ по п.1, в котором добываемая текучая среда также содержит кислый газ.2. The method according to claim 1, in which the produced fluid also contains acid gas.

3. Способ по п.2, дополнительно включающий в себя:3. The method according to claim 2, further comprising:

выделение нефти и выделение кислого газа из добытой текучей среды, при этом по меньшей мере часть выделенного кислого газа представляет собой часть кислого газа, разделяемого на метан и сероводород.oil recovery and acid gas evolution from the produced fluid, with at least a part of the acid gas emitted being part of the acid gas separated into methane and hydrogen sulfide.

4. Способ по п.1, в котором добываемая текучая среда также содержит диметилсульфид.4. The method according to claim 1, in which the produced fluid also contains dimethyl sulfide.

5. Способ по п.4, дополнительно включающий в себя:5. The method according to claim 4, further comprising:

выделение нефти и выделение диметилсульфида из добываемой текучей среды; иoil recovery and dimethyl sulfide separation from the produced fluid; and

получение по меньшей мере части указанной композиции для извлечения нефти с использованием диметилсульфида, выделенного из добываемой текучей среды. obtaining at least part of the specified composition for oil recovery using dimethyl sulfide isolated from the produced fluid.

6. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя:6. The method according to claim 1, further comprising:

выделение нефти из добываемой текучей среды, при этом нефть имеет вязкость более 350 cП; иoil separation from the produced fluid, while the oil has a viscosity of more than 350 cP; and

смешивание диметилсульфида с нефтью, выделенной из добываемой текучей среды, в количестве, эффективном для снижения вязкости смеси до менее 350 сП.mixing dimethyl sulfide with oil isolated from the produced fluid in an amount effective to reduce the viscosity of the mixture to less than 350 cP.

7. Способ по п.1, в котором указанный диметилсульфид получают на площадке скважины, где указанную композицию для извлечения нефти вводят в нефтеносный пласт.7. The method according to claim 1, in which the specified dimethyl sulfide is obtained at the well site, where the specified composition for oil recovery is introduced into the oil reservoir.

8. Способ по п.1, в котором указанную композицию для извлечения нефти вводят в нефтеносный пласт путем закачивания через первую скважину, простирающуюся в нефтеносный пласт.8. The method according to claim 1, wherein said oil recovery composition is injected into the oil reservoir by injection through a first well extending into the oil reservoir.

9. Способ по п.8, в котором текучая среда, содержащая нефть, добывается из нефтеносного пласта через указанную первую скважину.9. The method of claim 8, wherein the fluid containing oil is produced from the oil reservoir through said first well.

10. Способ по п.8, в котором текучая среда, содержащая нефть, добывается из нефтеносного пласта через вторую скважину, простирающуюся в нефтеносный пласт.10. The method of claim 8, in which the fluid containing oil is produced from the oil reservoir through a second well extending into the oil reservoir.

11. Способ по любому из пп.1-10, в котором нефтеносный пласт представляет собой подземный пласт, находящийся на глубине по меньшей мере 75 м ниже поверхности земли.11. The method according to any one of claims 1 to 10, in which the oil reservoir is an underground reservoir located at a depth of at least 75 m below the surface of the earth.

12. Система для добычи нефти, содержащая:12. A system for oil production, containing:

метановый реактор, функционально связанный по текучей среде с указанным первым сепаратором для приема по меньшей мере части отделенного метана из первого сепаратора, причем указанный метановый реактор сконструирован и выполнен с возможностью получения монооксида углерода и водорода из поступающего в него метана;a methane reactor operably fluidly coupled to said first separator for receiving at least a portion of the separated methane from the first separator, said methane reactor being designed and configured to produce carbon monoxide and hydrogen from the methane fed thereto;

13. Система по п.12, в которой указанный нефтеносный пласт также содержит кислый газ, содержащий метан и сероводород, и в которой добываемая текучая среда также содержит кислый газ, содержащий метан и сероводород.13. The system of claim 12, wherein said oil reservoir also comprises acid gas containing methane and hydrogen sulfide, and in which the produced fluid also contains acid gas containing methane and hydrogen sulfide.

14. Система по п.13 дополнительно содержащая:14. The system of clause 13 further comprising:

второй сепаратор, функционально связанный по текучей среде с указанным добывающим устройством для приема добываемой текучей среды из добывающего устройства, при этом указанный второй сепаратор сконструирован и выполнен с возможностью разделения добываемой текучей среды на кислый газ и нефть;a second separator operably fluidly coupled to said producing device for receiving produced fluid from the producing device, said second separator being designed and configured to separate the produced fluid into acid gas and oil;

при этом указанный второй сепаратор функционально связан по текучей среде с указанным первым сепаратором, и по меньшей мере часть кислого газа, отделенного во втором сепараторе, подается в первый сепаратор.wherein said second separator is fluidly coupled to said first separator, and at least a portion of the acid gas separated in the second separator is supplied to the first separator.

15. Система по п.14, в которой добываемая текучая среда также содержит диметилсульфид, указанный второй сепаратор сконструирован и выполнен с возможностью отделения диметилсульфида из добываемой текучей среды, причем указанный второй сепаратор функционально связан по текучей среде с указанным закачивающим устройством для подачи отделенного диметилсульфида в закачивающее устройство, и в которой указанное закачивающее устройство сконструировано и выполнено с возможностью введения отделенного диметилсульфида в указанный нефтеносный пласт.15. The system of claim 14, wherein the produced fluid also contains dimethyl sulfide, said second separator is designed and configured to separate dimethyl sulfide from the produced fluid, said second separator being fluidly coupled to said injection device for supplying the separated dimethyl sulfide to an injection device, and wherein said injection device is designed and configured to introduce separated dimethyl sulfide into said oil-bearing medium ast.

16. Система по п.12 или по любому из пп.13-15, в которой указанное закачивающее устройство расположено на первой скважине, простирающейся в нефтеносный пласт.16. The system according to item 12 or according to any one of paragraphs.13-15, in which the specified injection device is located on the first well, extending into the oil reservoir.

17. Система по п.16, в которой указанное добывающее устройство расположено на первой скважине, простирающейся в нефтеносный пласт.17. The system according to clause 16, in which the specified production device is located on the first well, extending into the oil reservoir.

18. Система по п.16, в которой указанное добывающее устройство расположено на второй скважине, простирающейся в нефтеносный пласт.18. The system of clause 16, wherein said producing device is located on a second well extending into the oil reservoir.