Система и способ добычи нефти и/или газа

Система и способ добычи нефти и/или газа

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящие раскрытые изобретения относятся к системам и способам добычи нефти и/или таза.

Уровень техники

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

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

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

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

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

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

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

Раскрытие изобретения

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

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

Изобретение обеспечивает одно или более из следующих достоинств:

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

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

Улучшенные композиции и/или способы для вторичной добычи углеводородов.

Улучшенные системы и способы для стимулированной добычи нефти.

Улучшенные системы и способы для стимулированной добычи нефти с использованием смешивающегося растворителя.

Улучшенные системы и способы для стимулированной добычи нефти с помощью соединения, которое может быть смешано с нефтью на месте.

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

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

Краткое описание чертежей

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

Фиг.2а - иллюстрация расположения скважин.

Фиг.2b 2с - иллюстрации расположения скважин на фиг.2а во время проведения процессов стимулированной добычи нефти.

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

Подробное описание изобретения

Фиг.2а

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Ряд 200 скважин может может быть представлен видом сверху, где группа 202 скважин и группа 204 скважин представляют собой вертикальные скважины, рассредоточенные на некотором участке грунта. Ряд 200 скважин может быть представлен в боковом поперечном сечении, где группа 202 скважин и группа 204 скважин представляют собой горизонтальные скважины, рассредоточенные внутри пласта.

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

Фиг.2b

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

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

Смешивающийся агент стимулированной добычи нефти может нагнетаться в группу 204 скважин, а нефть может добываться из группы 202 скважин. Как это проиллюстрировано, смешивающийся агент стимулированной добычи нефти имеет профиль нагнетания 206 и при этом группе 202 скважин придается профиль добычи 204.

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

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

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

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

Фиг.2с

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

Смешивающийся агент стимулированной добычи нефти может нагнетаться в группу 204 скважин, а нефть может добываться из группы 202 скважин. Как это проиллюстрировано, смешивающийся агент стимулированной добычи нефти имеет профиль нагнетания 208 с перехлестом 210 с профилем 206 добычи нефти, которая добывается через группу 202 скважин.

Смешивающийся агент стимулированной добычи нефти может нагнетаться в группу 202 скважин, а нефть может добываться из группы 204 скважин. Как это проиллюстрировано, смешивающийся агент стимулированной добычи нефти имеет профиль нагнетания 206 с перехлестом 210 с профилем 208 добычи нефти, которая добывается через группу 204 скважин.

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

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

Фиг.3а и 3b

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

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

В некоторых вариантах осуществления смешивающийся состав для стимулированной добычи нефти может нагнетаться в пласт 306 под давлением ниже давления разрыва пласта, например от примерно 40 до примерно 90% давления разрыва пласта.

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

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

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

С целью очистки пласта после ввода смешивающейся с нефтью среды смешивающийся агент стимулированной добычи нефти может быть превращен in situ в пласте 306 в какое-либо другое соединение. Подходящие способы превращения смешивающегося агента стимулированной добычи нефти обсуждаются ниже.

Фиг.3с

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

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

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

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

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

С целью очистки пласта после заполнения пласта смешивающейся с нефтью средой смешивающийся агент стимулированной добычи нефти может быть превращен in situ в пласте 406 в какое-либо другое соединение. Подходящие способы превращения смешивающегося агента стимулированной добычи нефти обсуждаются ниже.

Средства для ремедиации

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

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

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

Превращение in situ

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

Образование сульфида железа

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

Сероводород может затем реагировать в пласте с железом, оксидом железа и/или какими-либо другими железосодержащими соединениями, в результате чего образуются сульфиды железа типа пирита.

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

C S 2 + 2 H 2 O → 2 H 2 S + C O 2   ( у р а в н е н и е     1 )

Сероводород может превращаться в сульфид железа с помощью какой-либо реакции или механизма. Выбор реакции или механизма не представляет особой важности. Одним из подходящих механизмов, с помощью которого сероводород превращается в сульфиды железа, является известная реакция, описываемая уравнением:

4 H S 2 + F e 2 O 3 + 1 2 O 2 → 2 F e S 2 + 4 H 2 O   ( у р а в н е н и е     2 )

Чтобы ускорить превращение сероводорода в сульфид железа может быть подведено тепло, добавлен избыток кислорода и в пласт могут быть введены подходящие катализаторы.

Реакции окисления

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

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

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

C S 2 + 3 O 2 → 2 S O 2 + C O 2   ( у р а в н е н и е   3 )

Образование серы

В одном из примеров смешивающийся растворитель может включать сероуглеродный состав. Часть сероуглерода может быть сожжена или окислена внутри пласта до диоксида серы, например, как описано выше, при подаче кислорода, пероксидов и/или при подводе тепла. Другая часть сероуглерода может быть гидролизована внутри пласта, например, как описано выше, при подаче воды, водяного пара и/или при подводе тепла.

Сероуглерод может превращаться в серу с помощью какой-либо реакции или механизма. Выбор реакции или механизма не представляет особой важности. Одним из подходящих механизмов, с помощью которого образуется сера, является известная реакции Клауса, описываемая уравнением:

S O 2 + 2 H 2 S → 2 H 2 O + 3 S   ( у р а в н е н и е     4 )

После этого сера может храниться в пласте, извлекаться через одну или более скважин и/или превращаться в одно или более других соединений.

Скорость реакции образования серы можно повысить подводом тепла или добавлением одного или более катализаторов, таких как оксид алюминия, боксит, кобальт-молибден и/или оксид титана.

Альтернативные варианты осуществления

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

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

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

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

В некоторых вариантах осуществления подходящим способом получения сероуглеродного состава является способ, раскрытый в находящейся одновременно на рассмотрении патентного ведомства публикации патентной заявки США с серийным номером 11/409436, зарегистрированной 19 апреля 2006 и имеющей номер досье поверенного ТН2616. Патентная заявка США с серийным номером 11/409436 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.

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

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

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

В некоторых вариантах осуществления нефть, находящаяся в пласте до нагнетания какого-либо агента стимулированной добычи нефти, имеет вязкость по меньшей мере примерно 100 сП или по меньшей мере примерно 500 сП, или по меньшей мере примерно 1000 сП, или по меньшей мере примерно 2000 сП, или по меньшей мере примерно 5000 сП, или по меньшей мере примерно 10000 сП. В некоторых вариантах осуществления нефть, находящаяся в пласте до нагнетания какого-либо агента стимулированной добычи нефти, имеет вязкость не выше примерно 5000000 сП или не выше примерно 2000000 сП, или не выше примерно 1000000 сП, или не выше примерно 500000 сП.

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

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

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

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

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

В некоторых вариантах осуществления находящийся в пласте смешивающийся состав для стимулированной добычи нефти может нагреваться и/или кипятиться с использованием какого-либо нагревателя. Один из подходящих для этого нагревателей раскрыт в находящейся одновременно на рассмотрении патентного ведомства публикации патентной заявки США с серийным номером 10/693816, зарегистрированной 24 октября 2003 и имеющей номер досье поверенного ТН2557. Патентная заявка США с серийным номером 10/693816 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.

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