[**]

В заявке описаны системы, устройства и способы для обеспечения надежного источника CO ₂ с высокой чистотой, используемого при добыче пластовых залежей, например, ископаемых топлив. По меньшей мере часть извлеченных ископаемых топлив может быть непосредственно сожжена или извлечена с применением того же процесса, что используется для обеспечения источника чистого CO ₂ , без необходимости в удалении сначала серы, других ископаемых топлив или других загрязняющих примесей.

(57) Реферат / Формула:

В заявке описаны системы, устройства и способы для обеспечения надежного источника CO ₂ с высокой чистотой, используемого при добыче пластовых залежей, например, ископаемых топлив. По меньшей мере часть извлеченных ископаемых топлив может быть непосредственно сожжена или извлечена с применением того же процесса, что используется для обеспечения источника чистого CO ₂ , без необходимости в удалении сначала серы, других ископаемых топлив или других загрязняющих примесей.

---

Евразийское (21) 201300384 (13) A1
патентное
ведомство
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОЙ ЗАЯВКЕ
(43) Дата публикации заявки (51) Int. Cl. E21B 36/02 (2006.01)
2013.09.30 E21B 43/16 (2006.01)
E21B 43/40 (2006.01)
(22) Дата подачи заявки
2011.09.20
(54) СПОСОБ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ДИОКСИДА УГЛЕРОДА ПРИ ДОБЫЧЕ ПЛАСТОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
(31) 61/385,069; 61/506,429
(32) 2010.09.21; 2011.07.11
(33) US
(86) PCT/US2011/052307
(87) WO 2012/040169 2012.03.29
(71) Заявитель:
ПАЛМЕР ЛЭБС, ЛЛК; 8 РИВЕРЗ КЭПИТЛ, ЛЛК (US)
(72) Изобретатель:
Палмер Майлз Р. (US), Аллам Родни Джон (GB), Фетведт Джереми Эрон, Фрид Дейвид Артур, Браун Гленн Уилльям Джр. (US)
(74) Представитель:
Веселицкая И.А., Кузенкова Н.В., Веселицкий М.Б., Каксис Р.А., Белоусов Ю.В., Куликов А.В., Кузнецова Е.В. (RU)
(57) В заявке описаны системы, устройства и способы для обеспечения надежного источника CO2 с высокой чистотой, используемого при добыче пластовых залежей, например, ископаемых топлив. По меньшей мере часть извлеченных ископаемых топлив может быть непосредственно сожжена или извлечена с применением того же процесса, что используется для обеспечения источника чистого CO2, без необходимости в удалении сначала серы, других ископаемых топлив или других загрязняю-
116817
Заявка № 201300384
Заявители Палмер Лэбс, ЛЛК, US и др.
СПОСОБ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ДИОКСИДА УГЛЕРОДА ПРИ ДОБЫЧЕ
ПЛАСТОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Область техники
Настоящее изобретение относится к системам и способам использования СОг при добыче пластовых залежей. В частности, изобретение обеспечивает системы и способы направления СО2 из процесса сжигания в геологическую формацию с целью облегчения извлечения из нее одной или нескольких пластовых залежей, например залежей горючего топлива.
Уровень техники
Большинство веществ, пригодных для выработки энергии, обнаружено, естественно, в земле. Например, ископаемые топлива (например, сырая нефть, природный газ и уголь) находятся в виде залежей в различных геологических формациях по всему миру, и человек добывает такие материалы уже многие годы, создавая шахты, скважины и т.п. Так как большая часть доступных
залежей истощена, идет непрерывный поиск усовершенствованных технологий, облегчающих добычу полезных ископаемых.
Одним из примеров может служить расширение использования текучих сред и псевдоожиженных смесей при добыче различных ископаемых топлив. Механизм добычи нефти с воздействием на пласт в общем основан на увеличении потока ископаемого топлива через окружающую геологическую формацию к эксплуатационной скважине. Три преобладающих механизма увеличения таким путем добычи ископаемого топлива включают следующее: 1) использование текучих сред для создания и поддержания разрывов в геологических формациях с целью формирования большего числа свободных каналов для прохождения потока; 2) нагнетание текучих сред для вытеснения ископаемого топлива под действием их объема или давления; и 3) смешивание текучих сред с ископаемым топливом, так чтобы снизить его плотность или вязкость, или и то, и другое. Вязкость можно также понизить путем подмешивания других веществ в ископаемое топливо, путем нагревания его или и тем, и другим. Все эти механизмы включают нагнетание материала в скважину или скважины и затем достижение увеличенного выхода ископаемого топлива из нагнетательной скважины или скважин (или из одной или нескольких других скважин, находящихся поблизости).
Разрыв пласта как вторичный метод добычи ископаемого топлива обычно производится из скважины, пробуренной в содержащую коллектор формацию. Гидравлический разрыв пласта может производиться путем нагнетания текучей среды гидроразрыва в скважину со скоростью, достаточной для увеличения давления в наклонной скважине до величины, превосходящей градиент давления гидроразрыва пласта. Давление, вызывающее разрушение пласта, создает возможность поступления в него текучей среды гидроразрыва и распространение ее по пласту. Для поддержания этих трещин раскрытыми после прекращения нагнетания в текучую среду гидроразрыва обычно добавляют расклинивающий агент. Расклинивающий агент, которым служит обычно просеянный окатанный песок, доставляется в разрыв. Песок выбирается таким, чтобы его проницаемость была выше проницаемости окружающего пласта, и закрепленный таким образом гидравлический разрыв становится высоко проницаемым каналом, через который пластовые флюиды могут поступать в скважину. Было
предложено большое количество текучих сред для использования в качестве текучих сред гидроразрыва, вытеснения и снижения вязкости, служащих для увеличения добычи ископаемого топлива из коллекторов. Однако в существующих способах используются текучие среды, влияние которых на окружающую среду очень спорно, эффективность которых ниже желательной, с высокой стоимостью, или которым присуще сочетание этих факторов. Некоторые из предложенных подходов к охране окружающей среды и здоровья человека, связанные с текучими средами, обычно используемыми в предшествующем уровне техники гидроразрыва, включают образование неконтролируемых твердых отходов, возникновение рисков ухудшения качества воздуха, возможного загрязнения грунтовых вода и неконтролируемой миграции газов и используемых при гидроразрыве веществ в некотором радиусе загрязнения вокруг места проведения буровых операций.
Текучие среды, такие как вода и пар, содержащие поверхностно-активные вещества или не содержащие их и поступающие в больших нагретых объемах или нет, часто не демонстрируют желательных свойств при вторичном методе добыче горючих полезных ископаемых. Основная причина заключается в том, что вода может быть намного более плотной, чем некоторые ископаемые топлива, и представляет собой жидкость при равновесных условиях. Такие химические факторы ограничивают или в значительной степени исключают совместимость и смешиваемость воды/пара с углеводородным ископаемым топливом, ограничивая или в значительной степени исключая какое-нибудь уменьшение его вязкости Повышенная плотность воды может приводить к первоначальному вытеснению ископаемого топлива, но этот эффект часто кратковременен и имеет нежелательно ограниченное действие. Более плотная вода может проходить вниз и прочь от коллектора ископаемого топлива, быстро снижая или ликвидируя эффект вытеснения.
Для повышения добычи нефти в высшей степени может быть полезен диоксид углерода в сверхкритическом состоянии. В частности, сверхкритическое состояние текучей среды и ее химический состав обусловливают ее смешиваемость с нефтью, приводящей к снижению вязкости и плотности нефти и (или) увеличению течения потока нефти сквозь пласт. Кроме того, плотность сверхкритического диоксида углерода значительно ниже
плотности воды, и поэтому он стремится подняться в коллектор ископаемого топлива, а не протечь вниз, как в случае более плотной воды. Более того, свойства сверхкритического СО2 обеспечивают возможность действовать ему так же, как растворитель других веществ. В частности, по сравнению с газообразным или жидким СО2 сверхкритический СО2 обладает такими свойствами, которые могут значительно повысить его возможности как растворителя. В настоящее время для того, чтобы использовать сверхкритический диоксид углерода в способах добычи, он должен быть доставлен от источника (природного или созданного деятельностью человека) к площадке использования.
До 70% нефти, присутствующей в формациях, не могут быть извлечены без использования вторичных методов добычи, в частности вторичных методов добычи нефти с использованием СО2. Несмотря на его возможности при современном состоянии для вторичного метода добычи нефти существует ряд ограничивающих факторов. Во-первых, промышленное получение очищенного СО2 чрезвычайно дорого из-за необходимости его отделения, очистки и сжатия перед использованием во вторичном методе добычи нефти и обычно требует больших капиталовложений на введение дополнительных узлов системы, таких как газоочистители с амином и (или) другими растворителями. Даже после всего этого СО2 должен быть сжат до давления, достаточного для нагнетания в скважину. Такие системы не только дороги и потенциально опасны для окружающей среды, но также требуют затрат энергии, что ограничивает эффективности всей системы. Во-вторых, требуются сети трубопроводов, которых недостаточно в большинстве районов, где возможно применение вторичного метода добычи нефти, что ограничивает его введение на значительном числе формаций. В существующих примерах трубопроводные сети проложены от геологических источников СО2. Однако это распространено очень ограничено, также как ограничены количества доступного СОг-
Кроме того, при экономических и политических условиях, когда выбросы СО2 строго отслеживаются и всегда не одобряются, как правило, нежелательно вскрывать залежи СО2, на которые уже наложен запрет.
При извлечении ископаемых топлив из подземных залежей с использованием вторичных методов добычи они часто содержат растворенный СС"2 и другие загрязняющие примеси, которые должны быть отделены с использованием, например, абсорбционных процессов. Это может включать следующее: физические, химические процессы и (или) процессы на поверхности твердого тела; физическое разделение на мембранах или криогенными средствами; или смешанные решения, объединяющие физические и химические подходы. Такие процессы могут включать, но не ограничиваться этим, дорогой и неэффективный бишофитно-содовый процесс, процесс низкотемпературного разделения, глюкольаминовый процесс "ФЛУОР", процесс "Селексол", ректисол-процесс и др. Эти процессы используются для удаления содержания СОг из природного газа, выделенного из жидкой нефти, так чтобы могла быть получена полезная газовая фракция (например, фракция СН4) с чистотой, достаточной для подачи в трубопроводную систему для продажи, а также выделены С 2 и более высокие углеводородные фракции, пригодные для продажи. Более того, процессы могут быть применимы к дымовому газу и (или) сернистому нефтяному газу до их дальнейшей транспортировки или повторного использования. В некоторых примерах, в которых содержание СОг достаточно велико (например, более 30% по массе или по парциальному давлению), СОг может быть рециклирован для дальнейшего использования во вторичном методе добычи нефти. В частности, что касается других загрязняющих примесей, то природный газ может содержать большие количества сероводорода (как правило, содержание H2S превышает 5,7 мг/м3), известного как сернистый нефтяной газ, и H2S должен быть удален (то есть так, чтобы "обессерить" природный газ) с использованием такого процесса, как аминовый процесс или процесс Клауса, до ввода в трубопровод. Эти процессы удаления загрязняющих примесей могут оказывать отрицательное влияние на окружающую среду, эффективность системы и общую стоимость добычи нефти.
Даже при использовании СО2 для добычи нефти с воздействием на пласт извлекаемые запасы ископаемого топлива в формации в конечном итоге истощаются. Тогда система нагнетания СО2 должна быть размонтирована и (или) перемещена на другую площадку, которая может быть очень удаленной,
или разобрана и превращена в лом. Это требует монтажа трубопроводов передачи СОг и, соответственно, значительного времени на получение разрешения и материальных затрат. В качестве альтернативы недостатки передачи СО2 на площадку нагнетания могут стать экономической преградой на 5 пути успешного использования СОг во вторичном методе добычи ископаемого топлива.
Особенно необходимо применение вторичных методов добычи нефти при разработке очень тяжелой нефти, например нефти с плотностью по шкале АНИ ниже 15, горной смолы и нефтеносных песков. Залежи тяжелой нефти часто 10 разрабатываются путем нагнетания пара, получаемого от поверхностного
парогенератора, или отработанного пара с электрогенерирующей системы. Часто такие системы устарели, неэффективны и сильно загрязняют окружающую среду, в частности, большими выбросами СОг- Соответственно, были попытки создания теплогенерирующего устройства, достаточно компактного, чтобы 15 помещаться в скважине, и способного работать на сжигании ископаемого
топлива, содержащегося в коллекторе, производя не только тепло, но также СО2 и пар, служащие для вытеснения нагретой нефти с низкой вязкостью. В патенте US 4,397,356 описана скважинная топочная камера, в которой топливо и окислитель сжигаются в камере сгорания, содержащей каталитическую секцию,
20 обеспечивающую полное сгорание без образования сажи, которая могла бы создавать препятствие на пути к поверхности нефтяного коллектора.
Однако такие попытки не достигли цели в обеспечении соответствующих средств увеличения добычи широкого разнообразия залежей в формациях при различных условиях, которые были бы эффективны, экономически выгодны,
25 безвредны для окружающей среды и при необходимости легко перемещаемы на различные рабочие площадки. Соответственно, в данной области техники сохраняется необходимость в системах и способах увеличения добычи пластовых залежей, которые не только бы не наносили вреда окружающей среде, но также, возможно, обеспечивали бы решение других существующих проблем
30 при выработке электроэнергии.
Краткое изложение сущности изобретения
В настоящем изобретении обеспечены системы и способы интенсификации добычи различных пластовых залежей, включая, но не ограничиваясь этим, ископаемые топлива и другие продукты. Предпочтительно интенсифицированная добыча может быть обеспечена с использованием СОг, который может направляться из процесса сжигания, в котором может опционно вырабатываться энергия одновременно с обеспечением СОг, применяемого во вторичных методах добычи.
В различных способах выполнения, относящихся к добыче ископаемых топлив, СОг может быть использован для осуществления и поддержания в твердых формациях разрывов, способствующих более легкому прохождению содержащего ископаемые топлива потока в пласте; для вытеснения углеводородов (например, метана) с границ пласта, как в случае содержащих метан угольных пластов; для обеспечения замещения по объему или по давлению ископаемых топлив в пласте; и для смешивания с ископаемым топливом с целью снижения плотности или вязкости ископаемого топлива, или и того, и другого. И еще, СО2 (отдельно или с водой, предпочтительно в виде пара, или с другими материалами) может использоваться для снижения вязкости ископаемого топлива (например, тяжелой нефти) непосредственно путем подмешивания к ископаемому топливу или опосредовано путем нагревания ископаемого топлива, или и тем, и другим образом.
Предлагаемые в изобретении способы и системы, в которых используется СО2 для интенсификации добычи залежей топливных материалов, могут демонстрировать различные полезные особенности. Например, в некоторых вариантах выполнения используемый СО2 может быть получен как побочный продукт (например, как продукт горения) в процессе выработки электроэнергии (в котором, например, сжигается ископаемое топливо). В некоторых вариантах выполнения СОг может подаваться из процесса выработки электроэнергии под давлением, достаточным для непосредственного нагнетания в скважину, проходящую в содержащем залежи пласте, в частности, в геологической структуре или твердой формации. В других вариантах выполнения СО2 может подаваться из процесса выработки электроэнергии в местоположении, удобном
для непосредственного нагнетания в содержащий залежи пласт. В частности, такая непосредственная подача может означать, что транспортный трубопровод, ответственный за подачу СОг для нагнетания, может иметь минимальную или близкую к нулю протяженность, то есть менее приблизительно 10 миль (16 км), менее приблизительно 5 миль (8 км), менее приблизительно 1 мили (1,6 км), менее приблизительно 1000 футов (0,3 км) или менее приблизительно 100 футов (30 м). В других вариантах выполнения в изобретении может обеспечиваться транспортабельная система выработки СО2, которая может быть смонтирована на месте использования СОг или вблизи него, например, на том же месторождении с одной или несколькими скважинами или даже непосредственно в скважине. В дополнительных вариантах выполнения изобретение может обеспечивать транспортабельную систему выработки СОг, которая может быть легко разобрана, перемещена и снова собрана в одном или нескольких следующих местоположениях использования СОг после применения системы в первом местоположении. В других вариантах выполнения изобретение может обеспечивать транспортабельную систему выработки СОг, которая может соединяться с местоположением использования СО2 без трубопровода или трубопроводом минимальной протяженности, как описано в данной заявке.
В различных вариантах выполнения процесс выработки электроэнергии, из которого поступает СОг, может быть по меньшей мере частично обеспечен топливом путем использования потока, выделенного из извлеченной фракции топливного материала в соответствии с предлагаемым в изобретении способом. В некоторых вариантах выполнения выделенный поток (который может быть потоком газа) может содержать по меньшей мере СО2, и выделенный поток может использоваться без дополнительных стадий обработки с целью удаления углеводорода или присутствующих загрязняющих компонент перед тем, как он опционно будет сжат и станет по меньшей мере частью топлива, подаваемого в процесс выработки электроэнергии, из которого СО2 был получен. В предпочтительных вариантах выполнения в процессе выработки электроэнергии, эффективном согласно настоящему изобретению, СО2 может использоваться в качестве рабочего тела.
Изобретение в общем охватывает процесс, в котором получается СОг, и такой процесс может аналогично использоваться для выработки электричества, что увеличивает его значимость. Опционно процесс может быть упрощен сведением только до сжигания. В этом случае капитальные затраты предельно снижаются. Этот случай оптимален, если стоимость топлива очень низка, как в местах, где природный газ сжигают, или если в качестве дешевого топлива доступна угольная суспензия.
В других вариантах выполнения для прямого нагнетания СОг (и (или) опционно воды) в коллектор, из которого могут добываться такие залежи, как ископаемое топливо, может использоваться камера сгорания. Любое сочетание топливного газа, кислорода, воды, азота, аргона, воздуха и других добавок может вводиться в камеру сгорания под высоким давлением и с высокой температурой.
В одном из вариантов выполнения СОг (и (или) вода), полученный в процессе сжигания (выше уровня земли или в скважине), может направляться непосредственно в коллектор, пригодный для добычи ископаемого топлива. В другом варианте выполнения СО2 (и (или) вода) может быть пропущен через любое соединение холодильников, фильтров и насосов до нагнетания в скважину для добычи ископаемого топлива. Этот вариант выполнения может быть особенно эффективен при выработке сверхкритического СОг для вторичного метода добычи ископаемых топлив из соответствующего коллектора. В этом процессе диоксид углерода может быть сжат под значительным давлением, часто превосходящим 200 бар (20 МПа), для нагнетания в подземные формации, в которых давление упало ниже уровня, необходимого для поступления ископаемых топлив и других субстанций в скважину для добычи. Диоксид углерода может действовать на восстановление давления в подземной формации и действовать как природное поверхностно-активное вещество, наполняющее нефть и другие ископаемые примеси и (или) извлекающее их с твердых поверхностей и из пор. В случае вторичного метода добычи метана из угольного пласта и других видов добычи природного газа угольный пласт и другие подземные структуры наполняются или разрываются диоксидом углерода, поднимающим давление в скважине и разрушающим твердые породы,
высвобождая газ, или действующим как природное поверхностно-активное вещество, извлекая природный газ. В случае метана из угольного пласта СО2 вытесняет СН4 и различные углеводородные газы с короткой цепью, связанные с отдельными поверхностями угля (например, адсорбированные), и сам СОг затем адсорбируется в угле, что эффективно задерживает СОг в пласте.
В других вариантах выполнения камера сгорания может быть расположена прямо в скважине, вырабатывая пар и (или) тепло для применения при интенсификации добычи, например, вторичным методом добычи нефти, в частности, из пластов, в которых плотность топливного материала менее приблизительно 20 по шкале АНИ, таких как нефтеносные пески. В пласте, несущем топливный материал, водоохлаждаемая камера сгорания может вырабатывать пар и тепло, необходимые для добычи топливного материала. В одном из вариантов выполнения как только поток под давлением, содержащий топливный материал, выходит из коллектора, он проходит через расширитель и далее в емкость, в которой удаляется тяжелая нефть. Затем вода и (или) СО2 направляются через узлы получения электроэнергии для выработки электричества и узлы, служащие для получения СОг, идущего на разбавление топлив, направляемых в скважинную камеру сгорания.
Настоящее изобретение, в частности, имеет также то преимущество, что может быть обеспечен надежный, постоянный источник СОг с высокой чистотой для использования в качестве текучей среды во вторичном методе добычи. Так как СОг, полученный в процессе выработки электроэнергии, направляется в способ добычи, это создает преимущество, заключающееся в том, что предотвращается непосредственный выброс СО2 в атмосферу, и он скорее может задержаться в коллекторе ископаемого топлива (по меньшей мере частично) после накачки в скважину для обеспечения добычи и (или) будет повторно использован (рециклирован) в этом процессе один или несколько раз. Кроме того, возможность получения надежного, постоянного источника СО2 высокой чистоты может заменить использование вредных для окружающей среды материалов в качестве текучих сред гидроразрыва, так как СОг может представлять собой легко доступную, снижающую издержки альтернативу более токсичным вариантам.
В других вариантах выполнения поток СО2, выходящий из скважинной камеры сгорания или высокоэффективного цикла, также может охлаждаться водой, образуя парогенератор. Изобретение обеспечивает также вариант использования водяного пара в качестве транспирационной текучей среды.
В частности, настоящее изобретение может относиться к способам добычи залежи топливных материалов из пласта. Способ может включать сжигание топлива с обеспечением содержащего СОг потока, в котором по меньшей мере часть СОг находится в сверхкритическом состоянии. Другими словами, по меньше мере часть потока может содержать сверхкритический СОг- Способ может также включать нагнетание по меньше мере части содержащего СОг потока в пласт, включающий добываемую залежь топливного материала, так чтобы по меньшей мере часть заключенного в пласте топливного материала и по меньше мере часть потока СОг поступали из пласта в эксплуатационную скважину.
В частных вариантах выполнения указанный способ может иметь несколько отличительных свойств. Не служащие ограничением примеры дополнительных вариантов выполнения приведены далее.
Содержащий СО2 поток может находиться под давлением, составляющим по меньшей мере 7,5 МПа при нагнетании его в пласт.
Стадия сжигания может выполняться выше уровня земли в местоположении, находящемся на коротком расстоянии (например, менее приблизительно 5 км) от площадки, на которой содержащий СОг поток нагнетают в пласт.
До нагнетания в пласт содержащий СО2 поток может пройти расширение в турбине, служащей для выработки электроэнергии.
Содержащий СОг поток, поступающий из процесса сжигания, может нагнетаться в скважину без сжатия, сбора или транспортировки на площадку, где его направляют в пласт. Аналогично, содержащий СО2 поток может нагнетаться в пласт без прохождения каких-либо промежуточных стадий.
Содержащий СО2 поток можно нагнетать в пласт через нагнетательную скважину. Кроме того, стадия сжигания может выполняться в забое нагнетательной скважины.
Стадия сжигания может, в частности, выполняться с использованием камеры сгорания с транспирационным охлаждением. В частности, способ может включать обеспечение топлива, окислителя и транспирационной текучей среды в камеру сгорания с транспирационным охлаждением. Особым образом способ может включать обеспечение в камеру сгорания рабочего тела, отличающегося от транспирационной текучей среды.
В некоторых вариантах выполнения предлагаемый в изобретении способ добычи залежи топливного материала из пласта может включать следующие стадии: обеспечение сжигаемого топлива и окислителя в камеру сгорания с транспирационным охлаждением; горение сжигаемого топлива с обеспечением содержащего СО2 потока, включающего сверхкритический СОг; и нагнетание по меньшей мере части содержащего СОг потока в пласт, содержащий разрабатываемую залежь топливного материала, так чтобы по меньшей мере часть заключенного в пласте топливного материала и по меньшей мере часть потока СОг поступали из пласта в эксплуатационную скважину.
В частности, сжигание может производиться выше уровня земли. Следовательно, сжигаемое топливо и окислитель могут обеспечиваться в камеру сгорания с транспирационным охлаждением, расположенную выше уровня земли.
После сжигания и до нагнетания способ может включать расширение содержащего СО2 потока в турбине для выработки электроэнергии с образованием расширенного, содержащего СО2 потока. Расширенный, содержащий СО2 поток может быть пропущен через теплообменник, охлаждающий этот поток, и (или) один или несколько сепараторов, удаляющих одну или несколько вторичных компонент из содержащего СОг потока. Предпочтительно сначала выполняется охлаждение, и разделение следует сразу за ним.
Кроме того, перед нагнетанием содержащий СО2 поток может быть разделен на нагнетаемый поток СОг, поступающий в пласт, и рециклированный
поток CC"2, обеспечиваемый в камеру сгорания с транспирационным охлаждением в качестве рабочего тела. С этой целью способ может включать один или несколько шагов сжатия рециклированного потока СОг путем пропускания этого потока через компрессор и один или несколько шагов нагревания рециклированного потока СОг путем пропускания этого потока через теплообменник, в котором охлаждался расширенный, содержащий СО2 поток. Соответственно, способ может включать обеспечение рециклированного потока СО2 в камеру сгорания в качестве рабочего тела. Предпочтительно рециклированный поток СОг может быть обеспечен в камеру сгорания под давлением, составляющим по меньшей мере приблизительно 2 МПа. В некоторых вариантах выполнения по меньшей мере часть рециклированного потока СО2 обеспечивают в камеру сгорания как по меньшей мере часть транспирационной текучей среды, используемой для охлаждения камеры сгорания с транспирационным охлаждением. Может быть также предпочтительным, чтобы рециклированный поток СОг обеспечивался в камеру сгорания с определенным уровнем чистоты, например имея чистоту, составляющую по меньшей мере 95 мол.%.
В способе давление содержащего СОг потока может меняться. Например,
расширенный, содержащий СО поток может иметь давление по меньшей мере приблизительно 1,5 МПа. Кроме того, содержащий СОг поток, нагнетаемый в скважину, может иметь давление по меньшей мере приблизительно 7,5 МПа. Давление может соответствовать состоянию СО2. В частности, может быть предпочтительным, чтобы содержащий СОг поток, нагнетаемый в пласт, содержал сверхкритический СО2. Аналогично сжигание может выполняться в определенном температурном диапазоне, например, при температуре по меньшей мере приблизительно 400°С.
В частных вариантах выполнения сжигаемое топливо и окислитель могут обеспечиваться в камеру сгорания с транспирационным охлаждением, размещенную в забое скважины, открытом в пласт. В таких вариантах выполнения изобретение может также включать обеспечение воды в камеру сгорания с транспирационным охлаждением, например, так чтобы содержащий
СОг поток содержал также пар. В частности, вода может обеспечиваться в камеру сгорания с транспирационным охлаждением в качестве текучей среды транспирационного охлаждения.
Как было отмечено выше, предлагаемые в изобретении способы могут включать прием из эксплуатационной скважины извлекаемого потока, содержащего топливный материал и СОг- Соответственно, способ может включать разделение извлеченного потока на извлеченный поток газа и извлеченный поток жидкости. В частности, извлеченный поток газа может содержать метан и СОг (а также опционно одну или несколько компонент из группы, включающей С2 углеводороды, С3 углеводороды и С4 углеводороды). Извлеченный поток жидкости может содержать нефтепродукты (которыми, в частности, могут быть сырая нефть, но не исключаются и газообразные и (или) твердые виды нефтепродуктов). В некоторых вариантах выполнения извлеченный поток жидкости может содержать псевдоожиженный твердый топливный материал.
В некоторых вариантах выполнения предлагаемый в изобретении способ может включать направление по меньшей мере части извлеченного потока газа в камеру сгорания в качестве по меньшей мере части сжигаемого топлива. С этой целью разделение может включать пропускание извлеченного потока через по меньшей мере одну стадию снижения давления до заданного уровня, за счет чего отводится одна или несколько фракций газообразного топливного материала, и оставшаяся часть извлеченного потока, находящаяся под заданным давлением, содержит жидкий топливный материал. В частных вариантах выполнения одна или несколько газообразных фракций топливного материала может содержать СОг- Кроме того, способ может включать направление газообразной фракции топливного материала, содержащей СО2, в камеру сгорания в качестве по меньшей мере части сжигаемого топлива. Способы могут также включать пропускание газообразной фракции топливного материала через компрессор, повышающий давление газообразной фракции топливного материала перед введением в камеру сгорания. В частных вариантах выполнения разделение может приводить к получению нескольких газообразных фракций топливного материала, и каждая из них может содержать СО2. В таких вариантах
выполнения две или более фракции из группы газообразных фракций топливного материала, содержащих СОг, могут быть объединены и направлены в камеру сгорания в качестве по меньшей мере части сжигаемого топлива. Это может также включать пропускание газообразных фракций топливного материала через компрессор, повышающий давление газообразной фракции топливного материала перед введением в камеру сгорания. Такой компрессор может быть, в частности, многоступенчатым компрессором. Предпочтительно на таких стадиях разделения в основном весь СОг из извлеченного потока разветвляется на одну или несколько газообразных фракций топливного материала. Например, газообразные фракции топливного материала, содержащие СОг, могут включать по меньшей мере приблизительно 95 масс.% от всего СО2, присутствующего в извлеченном потоке.
При необходимости способ может также включать разделение извлеченного потока газа на извлеченный поток углеводородного газа и извлеченный поток неуглеводородного газа (например, отделение по меньшей мере части СО2 от газообразной топливной фракции). Хотя согласно изобретению это не обязательно, это может быть желательным в частных вариантах выполнения и поэтому охватывается рамками предлагаемых способов.
В других вариантах выполнения изобретение может отличаться тем, что обеспечивает способ получения содержащего СО2 потока в забое скважины. В частности, способ может содержать следующие стадии: обеспечение сжигаемого топлива и окислителя в камеру сгорания с транспирационным охлаждением, размещенную в забое скважины, проходящей в содержащем топливную залежь пласте или около него; обеспечение текучей среды транспирационного охлаждения в камеру сгорания; и сжигание топлива в камере сгорания с транспирационным охлаждением в присутствии текучей среды транспирационного охлаждения с обеспечением содержащего СО2 потока с выхода камеры сгорания под давлением по меньшей мере приблизительно 7,5 МПа и с температурой по меньшей мере приблизительно 400°С. Предпочтительно по меньшей мере часть содержащего СО2 потока содержит сверхкритический СОг-
В частных вариантах выполнения изобретение может охватывать использование содержащего СОг потока в качестве средства для продолжения ранее сформированной скважины и (или) формирования отдельного канала прохождения сквозь пласт. В частности, способы могут включать направление содержащего СОг потока в пласт, так чтобы содержащий СОг поток, поступающий с выхода камеры сгорания, внедрялся в пласт и создавал в нем канал. Способ может также включать продвижение камеры сгорания через сформированный канал.
Предпочтительно по меньшей мере часть содержащего СО2 потока может нагнетаться в пласт, включающий добываемую залежь топливного материала, так чтобы по меньшей мере часть заключенного в пласте топливного материала и по меньше мере часть потока СОг поступали из пласта в эксплуатационную скважину. Затем стадии извлечения могут выполняться как уже описано выше.
Изобретение обеспечивает также различные системы и устройства, которые могут быть эффективными при добыче залежей из пластов. Например, в некоторых вариантах выполнения изобретение может отличаться тем, что обеспечивает устройство для получения содержащего СОг потока в забое скважины. В частности, устройство может содержать камеру сгорания с транспирационным охлаждением, источник топлива, сообщающийся (связанный по текучей среде) с камерой сгорания, источник окислителя, сообщающийся с камерой сгорания, источник транспирационного охладителя, сообщающийся с камерой сгорания, отсек с камерой сгорания с транспирационным охлаждением, в которой производится сжигание топлива при температуре по меньше мере приблизительно 600°С с получением содержащего СО2 потока; и выходной части на камере сгорания, по которой содержащий СОг поток доставляется из камеры сгорания в скважину. В частных вариантах выполнения выходная часть может содержать сопло конической формы, концентрирующее содержащий СО2 поток, выходящий из него. Иными словами, сопло фокусирует содержащий СО2 поток в более узкий поток по сравнению с ближним к камере сгорания краем выходной части, и более узкий поток обладает повышенной энергией.
В других вариантах выполнения изобретение может отличаться тем, что обеспечивает систему выработки СОг. Такая система может использоваться для
добычи залежи топливного материала из пласта. Например, такая система может содержать следующие компоненты: камеру сгорания с транспирационным охлаждением; источник сжигаемого топлива, сообщающийся с камерой сгорания; источник окислителя, сообщающийся с камерой сгорания; источник транспирационного охладителя, сообщающийся с камерой сгорания; отсек с камерой сгорания с транспирационным охлаждением, выполненной с возможностью приема и горения сжигаемого топлива с обеспечением содержащего СОг потока, включающего сверхкритический СОг; узел нагнетания, доставляющий содержащий СО2 поток во включающий залежь топливного материала пласт, так что по меньшей мере часть заключенного в пласте топливного материала и по меньше мере часть потока СО2 поступают из пласта в эксплуатационную скважину в виде извлеченного потока; и один или несколько технологических узлов, служащих для обработки извлеченного топливного материала и СО2, присутствующих в извлеченном потоке.
В частных вариантах выполнения один или несколько технологических узлов могут включать расширитель, понижающий давление извлеченного потока. Точнее сказать, расширитель может включать энерговырабатывающую турбину. Кроме того, один или несколько технологических узлов могут включать один или несколько разделительных блоков. Точнее сказать, разделительный блок может быть блоком, отделяющим поток газа от потока жидкости. Узел нагнетания может включать трубопровод, проходящий в скважину, сформированную в пласте.
В частных вариантах выполнения один или несколько компонентов из группы, включающей источник сжигаемого топлива, источник окислителя и источник транспирационного охладителя, могут содержать трубопровод с размерами, достаточными для подачи соответствующего материала в забой скважины, сформированной в пласте. В других вариантах выполнения камера сгорания с транспирационным охлаждением может быть выполнена с возможностью использования в забое скважины, сформированной в пласте. Предпочтительно система может состоять из конструктивных модулей, так что конфигурация системы может быть изменена с транспортабельного состояния на
состояние выработки СОг- Такая конфигурация может реализовываться, в частности, в течение часов, дней или недель. Краткое описание чертежей
Далее изобретение рассмотрено со ссылкой на прилагаемые чертежи (которые приведены исключительно в качестве примера и не должны рассматриваться в качестве ограничения изобретения, и на которых для облегчения понимания вариантов выполнения изобретения одинаковые ссылочные номера относятся к одним и теме же элементам, а также не соблюден масштаб), на которых показано:
на фиг. 1 - сечение типичной геологической формации, содержащей залежь нефти, иллюстрирующее систему и способ интенсифицированной добычи нефти, заключенной в формации, путем сжигания топлива в скважинной камере сгорания, размещенной в нагнетательной скважине в соответствии с одним из вариантов выполнения изобретения, с целью выработки СОг, направляемого в пласт из нагнетательной скважины для интенсификации добычи нефти из эксплуатационной скважины, а также опционную обработку полученной нефти;
на фиг. 2 - сечение типичной геологической формации, содержащей залежь природного газа, иллюстрирующее систему и способ интенсифицированной добычи природного газа, заключенного в формации, путем сжигания топлива в поверхностной камере сгорания в соответствии с одним из вариантов выполнения изобретения с целью выработки СОг, направляемого в пласт из нагнетательной скважины для интенсификации добычи природного газа из эксплуатационной скважины, а также опционную обработку полученного природного газа;
на фиг. 3 - сечение части типичной геологической формации, содержащей ископаемое топливо, иллюстрирующее систему и способ интенсифицированной добычи ископаемого топлива путем сжигания топлива с получением СО2, направляемого в пласт из нагнетательной скважины, причем обеспечены система и способ с двумя камерами сгорания, что облегчает использование сжигания топлива, в котором как продукты горения могут образовываться шлак или другие материалы в виде частиц; и
на фиг. 4 - графики, иллюстрирующие эффективность способа выработки электроэнергии согласно одному из вариантов выполнения изобретения, в
котором сернистый нефтяной газ (то есть природный газ с некоторым содержанием H2S) используется в качестве сжигаемого топлива, при этом эффективность показана в функции от содержания H2S в извлеченном потоке сырой нефти, из которого выделен сернистый нефтяной газ. Осуществление изобретения
Далее изобретение рассмотрено более подробно со ссылкой на различные варианты выполнения. Эти варианты выполнения показаны так, чтобы данное описание было полным и законченным и в полной мере представляло объем изобретения для специалиста в данной области техники. Действительно, изобретение может быть реализовано во многих различных формах и не должно рассматриваться как ограниченное приведенными ниже частными вариантами выполнения, тем более что эти частные варианты представлены так, чтобы данное описание удовлетворяло всем действующим нормативным требованиям. В данном описании и прилагаемой формуле изобретения формы единственного числа включают множественные объекты, если контекст ясно не подсказывает иное.
Настоящее изобретение относится с системам и способам обеспечения надежного источника СО2 высокой чистоты, который может быть безопасно и эффективно предоставлен для использования при увеличении добычи различных пластовых залежей, в частности горючих материалов. В частных вариантах выполнения термины "залежи" и "пластовые залежи" в особенности могут относиться к залежам горючих материалов. Термин "горючий материал", как он используется в данном описании, может, в частности, охватывать любой материал, который признается как источник получения энергии, например путем сжигания этого материала и передачи тепла, или другим путем, посредством которого высвобождается скрытый энергетический потенциал материала. Топливный материал может охватывать углеродосодержащие материалы (включая биомассу, отходы и т.п.), которые также могут охватывать твердые, жидкие и газообразные углеводороды (включая формы, состоящие из чистого водорода и углерода и формы, содержащие дополнительные элементы или соединения, например с серой или кислородом, как часть химической структуры углеводорода или как физическая смесь с углеводородом). В частности, топливный материал может представлять собой ископаемое топливо, нефть,
сырую нефть, природный газ, уголь, битум, нефтеносный сланец, нефтеносные пески и (или) их комбинации и (или) их производные. Как может быть понятным специалисту в данной области техники при ознакомлении с данным описанием, настоящим изобретением могут быть также охвачены другие виды геологических формаций, удовлетворяющие приведенным выше критериям.
В различных вариантах выполнения настоящее изобретение может отличаться тем, что включает нагнетание СОг или содержащего СО2 потока в пласт. В этом плане нагнетание или накачка может включать пассивную передачу материала в пласт. Так как сама передача жидкого или газообразного материала к поверхности породы или другой пористой формации обычно требует приложения давления для значительного проникновения в формацию, нагнетание может отличаться тем, что включает приложение силы, например приложения давления. Так как предлагаемая в настоящем изобретении камера сгорания может обеспечивать поток продуктов горения под высоким давлением, внутреннее давление продуктов горения может быть достаточным для обеспечения нагнетания потока продуктов горения (или его части) в пласт. Однако в других вариантах выполнения может использоваться дополнительное сжатие в особенности, если поток продуктов горения уже претерпел расширение в способе выработки электроэнергии. Конечно, может также использоваться дополнительное расширение.
В некоторых вариантах выполнения СО2, используемый во вторичном методе добычи пластовых залежей, может быть получен из способа сжигания или из цикла, в котором сжигается топливо для получения продуктов горения, содержащих СО2. СОг может отводиться из потока продуктов горения и таким образом может быть получен с различной степенью чистоты. Преимущество заключается в том, что в результате выполнения специфических технологических операций выделенный СО2 может быть в основном абсолютно чистым. Однако в некоторых вариантах выполнения согласно изобретению СО2 может использоваться как составная компонента потока продуктов горения. Иными словами, как более подробно рассмотрено далее, хотя СО2, получающийся из потока продуктов горения, может быть перед использованием очищен до определенной степени, содержащий СО2 поток продуктов горения
может использоваться в изобретении без значительной очистки или без какой-нибудь очистки (то есть при непосредственном нагнетании потока продуктов горения, который может отличаться тем, что содержит СО2). Сжигание может быть, а может и не быть, компонентом более сложной системы или способа, таких как система или способ выработки электроэнергии. Следовательно, СО2, используемый согласно изобретению, может выдаваться из системы или способа выработки электроэнергии. СО2 (или как очищенный поток, или как компонента потока продуктов горения) может направляться для использования во вторичном методе добычи, как рассмотрено в данном описании.
Система обеспечения СОг, предназначенного для использования во вторичном методе добычи, может содержать камеру сгорания, выполненную с возможностью выработки СОг за счет сжигания топлива. Одним из вариантов использования сжигания может быть выработка электроэнергии, и обеспечение СО2 для вторичного метода добычи залежей может происходить после выработки электроэнергии или как до, так и после выработки электроэнергии. Однако в некоторых вариантах выполнения сжигание может производиться исключительно для получения СО2, предназначенного для использования во вторичном методе добычи залежей. Соответственно, любая система, в которой сжигается углеводородное топливо и вырабатывается СОг в описанных количествах и формах, может быть выполнена так, чтобы она могла использоваться согласно настоящему изобретению, как это приведено в настоящем описании.
Сжигание как средство выработки СО2 может включать использование работающей на высокоэффективном топливе камеры сгорания (например, камеры сгорания с транспирационным охлаждением) и опционно охлаждающей текучей среды, которая может также выполнять функции транспирационной текучей среды, смеси текучих сред и (или) циркулирующей текучей среды. В частности, циркулирующая текучая среда может подаваться в камеру сгорания вместе с соответствующим топливом, необходимым окислителем и любым соответствующим материалом, который может использоваться в эффективном горении и (или) в дальнейшем вторичном методе добычи залежей. В некоторых вариантах выполнения изобретение может включать использование камеры
сгорания, действующей при очень высоких температурах (например, в диапазоне приблизительно от 1600 до 3300°С или в других температурных диапазонах, рассмотренных в данном описании), и, при желании, циркулирующая текучая среда может использоваться для понижения температуры потока продуктов горения, выходящего из камеры сгорания. Иллюстративные камеры сгорания, которые могут быть использованы в соответствии с настоящим изобретением, раскрыты в патентных публикациях US 2011/0083435 и 2010/0300063, содержание которых в полном объеме включено в данную заявку путем ссылки.
В некоторых вариантах выполнения сжигание может производиться в таких условиях, чтобы СОг, содержащийся в получившемся потоке продуктов горения, находился в сверхкритическом состоянии. Высокотемпературное горение особенно подходит для получения потока СОг, предназначенного для использования во вторичных методах добычи, с точки зрения возможности достижения в основном полного сгорания топлива, обеспечения максимального кпд и предотвращения образования значительного количества материала в виде твердых частиц или материала в других твердых формах. В различных вариантах выполнения высокотемпературное горение может означать горение при температуре по меньшей мере приблизительно 400°С, по меньшей мере приблизительно 600°С, по меньшей мере приблизительно 800°С, по меньшей мере приблизительно 1000°С, по меньшей мере приблизительно 1200°С, по меньшей мере приблизительно 1300°С, по меньшей мере приблизительно 1400°С, по меньшей мере приблизительно 1500°С, по меньшей мере приблизительно 1600°С, по меньшей мере приблизительно 1750°С, по меньшей мере приблизительно 2000°С, по меньшей мере приблизительно 2500°С или по меньшей мере приблизительно 3000°С. В других вариантах выполнения высокотемпературное горение может означать горение при температуре, лежащей в диапазоне приблизительно от 1200 до 5000°С, приблизительно от 1500 до 4000°С, приблизительно от 1600 до 3500°С, приблизительно от 1700 до 3200°С, приблизительно от 1800 до 3100°С, приблизительно от 1900 до 3000°С или приблизительно от 2000 до 3000°С.
Использование транспирационного охлаждения согласно настоящему изобретению может быть особенно полезным для предотвращения коррозии, загрязнения и эрозии камеры сгорания. Кроме того, это делает возможным
работу в значительно более высоком температурном диапазоне, что позволяет полностью или по меньшей мере в основном полностью сжигать используемое топливо.
В качестве примера камера сгорания с транспирационным охлаждением согласно настоящему изобретению может включать камеру сгорания, по меньшей мере частично сформированную транспирационным элементом, который по меньшей мере частично охвачен элементом защитной оболочки высокого давления. Камера сгорания может иметь входную часть и противолежащую ей выходную часть. Входная часть камеры сгорания может быть выполнена с возможностью приема топлива для его сжигания в камере сгорания при некоторой температуре горения с образованием продуктов горения. Камера сгорания может быть выполнена с возможностью направления продуктов горения к выходной части. Транспирационный элемент может быть выполнен с возможностью направления сквозь него транспирационной субстанции в камеру сгорания для предотвращения непосредственного взаимодействия между продуктами горения и транспирационным элементом. Кроме того, транспирационная субстанция может вводиться в камеру сгорания для обеспечения требуемой выходной температуры продуктов горения. В частных вариантах выполнения транспирационная субстанция может по меньшей мере частично содержать циркулирующую текучую среду. Стенки камеры сгорания могут быть облицованы слоем пористого материала, сквозь который направляется и проходит транспирационная субстанция, такая как СОг и (или) Н2О. Пористая/перфорированная часть камеры сгорания с транспирационным охлаждением может занимать всю протяженность в осевом направлении от входа до выхода, так чтобы транспирационная текучая среда поступала в основном по всей длине камеры сгорания. Другими словами, за счет транспирации камера сгорания может охлаждаться в основном по всей своей длине. В других камерах сгорания перфорации/пористость могут быть разнесены с соответствующей плотностью, так что достигается в основном равномерное распределение транспирационной субстанции (то есть не имеется "мертвых зон", в которых ощущается недостаток потока или присутствия транспирационной субстанции). Отношение площади пор к общей площади стенки (% пористости) может составлять, например, по меньшей мере 5%, по меньшей мере 10%, по
меньшей мере 15%, по меньшей мере 20%, по меньшей мере 30%, по меньшей мере 40% или по меньшей мере 50%. В некоторых примерах могут использоваться группы размером от 10x10 до 10000x10000 при проценте пористости приблизительно от 10 до 80%.
Представленное в качестве примера устройство сжигания может содержать камеру сгорания, сформированную транспирационным элементом, который может быть по меньшей мере частично охвачен элементом защитной оболочки высокого давления. В некоторых вариантах элемент защитной оболочки высокого давления может быть по меньшей мере частично окружен теплопередающим кожухом, взаимодействующим с элементом защитной оболочки высокого давления, образуя между ними один или несколько каналов, через которые может циркулировать поток воды под низким давлением. Следовательно, за счет испарения циркулирующая вода может быть использована для регулирования и (или) поддержания выбранной температуры элемента защитной оболочки высокого давления, например, в диапазоне приблизительно от 100 до 250 °С. В некоторых частных вариантах выполнения между транспирационным элементом и элементом защитной оболочки высокого давления может быть расположен изоляционный слой.
В некоторых вариантах транспирационный элемент может содержать, например, наружный транспирационный элемент и внутренний транспирационный элемент, при этом внутренний транспирационный элемент располагается против наружного транспирационного элемента относительно элемента защитной оболочки высокого давления и ограничивает камеру сгорания. Наружный транспирационный элемент может содержать любой подходящий термостойкий материал, такой как, например, сталь и легированные стали, включая нержавеющую сталь, и никелевые сплавы. В некоторых вариантах наружный транспирационный элемент может быть выполнен со сформированными в нем первыми каналами подачи транспирационной текучей среды, проходящими через него от его поверхности, прилегающей к изоляционному слою, к его поверхности, прилегающей к внутреннему транспирационному элементу. Первые каналы подачи транспирационной текучей среды могут в некоторых вариантах соответствовать вторым каналам подачи транспирационной текучей среды, сформированным элементом защитной
оболочки высокого давления, теплопередающим кожухом и (или) изоляционным слоем. Таким образом первые и вторые каналы подачи транспирационной текучей среды могут быть выполнены так, чтобы взаимодействовать при направлении транспирационной текучей среды через них к внутреннему транспирационному элементу.
Внутренний транспирационный элемент может быть выполнен, например, из пористого керамического материала, перфорированного материала, слоистого материала, проницаемого слоя, состоящего из волокон, произвольно ориентированных в двух измерениях и упорядоченных в третьем измерении, или из любого пригодного материала или комбинации материалов, имеющих удовлетворяющие раскрытым в данном описании требованиям, а именно имеющих многочисленные каналы или поры для прохождения потока или другие пригодные каналы, служащие для приема и направления транспирационной текучей среды через внутренний транспирационный элемент. Не служащие ограничением примеры пористых керамических и других материалов, пригодных для использования в таких системах транспирационного охлаждения, включают оксид алюминия, оксид циркония, модифицированный упрочненный цирконий, медь, молибден, вольфрам, вольфрамо-медный псевдосплав, молибден с вольфрамовым покрытием, медь с вольфрамовым покрытием, различные высокотемпературные никелевые сплавы, материалы, покрытые или армированные рением. Соответствующие материалы можно получить, например, от CoorsTek, Inc., (Golden, СО) (цирконий), UltraMet Advanced Materials Solutions (Pacoima, CA) (жаропрочные металлические покрытия), Orsam Sylvania (Danvers, MA) (вольфрам/медь) и MarkeTech International, Inc. (Port Townsend, WA) (вольфрам). Примеры перфорированных материалов, пригодных для использования в таких системах транспирационного охлаждения, включают все вышеприведенные материалы и их поставщиков (у которых перфорированные конечные структуры могут быть получены, например, путем формирования отверстий в изначально непористых структурах известными в производстве способами). Примеры пригодных слоистых материалов включают все вышеприведенные материалы и их поставщиков (у которых слоистые конечные структуры могут быть получены, например, ламинированием непористых или
частично пористых структур таким образом, чтобы достичь необходимой конечной пористости известными в производстве способами).
Транспирационная субстанция может направляться сквозь внутренний транспирационный элемент, так чтобы она создавала буферный слой (то есть "паровую стенку"), непосредственно прилегающий в камере сгорания к внутреннему транспирационному элементу. В некоторых примерах транспирационная текучая среда может доставляться по меньше мере под давлением, соответствующим давлению в камере сгорания, так чтобы скорость потока транспирационной текучей среды в камеру сгорания была достаточной для того, чтобы транспирационная текучая среда смешивалась с продуктами горения и охлаждала их, образуя выходную смесь текучей среды с заданной температурой (например, от ниже приблизительно 100°С в некоторых вариантах выполнения до выше приблизительно 2000°С в других вариантах выполнения).
Устройство сжигания, применимое в настоящем изобретении, может содержать различные вспомогательные компоненты, такие как компоненты, пригодные для обеспечения различных материалов, используемых в процессе горения. Например, устройство сжигания может содержать встроенную смесительную камеру, в которой могут соединяться в любой комбинации топливо, циркулирующая текучая среда (например, СО2 и (или) вода), окислитель и любые дополнительные материалы, необходимые для горения. Альтернативно такие материалы могут смешиваться вне устройства сжигания и вводиться в него в основном в смешанном состоянии. В различных вариантах выполнения устройство сжигания может включать вход для топлива, окислителя (например, О2 или воздуха), циркулирующей текучей среды и транспирационной текучей среды. В частных вариантах выполнения циркулирующая текучая среда и транспирационная текучая среда могут быть одним и тем же веществом или смесью веществ. Для обеспечения окислителя (например, в основном в очищенном состоянии) могут использоваться разделение воздуха и блок сжатия, и для приема окислителя и смешивания его с циркулирующей текучей средой на основе СО2 и потоком топлива, который может содержать газ, жидкость, сверхкритическую текучую среду или твердое сыпучее топливо, превращенное в суспензию в высокоплотной текучей среде на основе СО2, может быть обеспечен узел впрыскивания топлива.
В другом частном варианте выполнения устройство сжигания с транспирационным охлаждением может включать топливный инжектор для подачи потока топлива под давлением в камеру сгорания устройства сжигания опционно в сочетании с циркулирующей текучей средой и (или) окислителем. Окислитель (опционно обогащенный кислород) и циркулирующая текучая среда на основе СО2 могут быть соединены в виде гомогенной сверхкритической смеси.
В частных вариантах выполнения предлагаемая в изобретении камера сгорания может иметь особую конфигурацию, облегчающую ее специфическое применение, например в качестве скважинной камеры сгорания. В некоторых вариантах выполнения она может быть пригодной для устройства сжигания, обеспечивающего сфокусированный поток продукта, эффективный для частичного или полного размягчения по меньшей мере части пласта, оказавшейся у части устройства сжигания, из которой вырывается поток продуктов горения. В частности, камера сгорания может содержать сопло или аналогичную часть конической формы, которая концентрирует продукты горения в высокотемпературный поток под повышенным давлением перед выходом из камеры сгорания. В таких конфигурациях скважинная камера сгорания согласно настоящему изобретению может по меньшей мере частично формировать ствол скважины в пласте, через который камера сгорания может продолжить нагнетание сверхкритического СО2 в окружающий пласт.
Кроме того, камера сгорания может содержать дополнительный внешний кожух (например, металлический или керамический) в добавление к конструкциям с транспирационным охлаждением, уже описанным выше. Такой наружный кожух может обеспечивать конструктивную защиту от физического повреждения устройства сжигания (например, в результате случайного контакта со скальными формациями) и может также защищать от нарастания органических материалов или других загрязнений, например твердых пород, сажи и других материалов, которые могут быть подняты в скважине потоком продуктов горения. В частных вариантах выполнения наружный кожух также может иметь транспирационную защиту (которая может действовать при более низкой температуре, чем транспирационная защита основной стенки камеры сгорания). Такая транспирационная защита может быть полезной для
предохранения и (или) смазки скважинного устройства, облегчая его прохождение сквозь пласты.
В качестве топлива в камере сгорания может использоваться широкое разнообразие материалов. Например, сжигание для получения СОг, применяемого во вторичном методе добычи пластовых залежей, может производиться с использованием следующего: различные марки, виды угля и его производных, дерево, нефть, мазут, природный газ, угольный топливный газ, битум из нефтеносных песков и т.п. Аналогичные другие материалы, которые могут использоваться в качестве топлива, могут включать биомассу, водоросли, измельченные горючие твердые отходы, асфальт, использованные шины, дизельное топливо, бензин и керосин (марки JP-5, JP-4), газы, полученные при газификации или пиролизе углеводородного материала, этанол, твердые и жидкие биотоплива и т.п. В вариантах выполнения, в которых добываемые пластовые залежи включают ископаемое топливо, особое преимущество может иметь использование в камере сгорания топлива, являющегося компонентой извлекаемого потока, отведенной из пластовых залежей (такой, например, как природный газ, нефть или нефтяная фракция, извлеченная из пласта). Любое из приведенных выше сжигаемых топлив может быть описано как углеродное топливо и вплоть до материала, содержащего углеродную компоненту.
До введения в устройство сжигания топлива могут быть подвергнуты обработке различными способами и могут вводиться с заданными скоростями и давлениями, эффективными для достижения необходимого потока продуктов горения. Такие топлива могут быть в виде жидкости, суспензии, геля или пасты с соответствующей текучестью и вязкостью при окружающих температурах или при повышенных температурах. Например, топливо может быть обеспечено при температурах приблизительно от 30 до 500°С, приблизительно от 40 до 450°С, приблизительно от 50 до 425°С или приблизительно от 75 до 400°С. Все твердые топливные материалы могут быть размолоты, или раздроблены, или другим образом обработаны, чтобы уменьшить размер частиц до допустимого. При необходимости, может быть добавлена псевдоожижающая или превращающая в суспензию среда для достижения должных кондиций (например, угольной суспензии) и удовлетворения требований к потоку при его прокачке под высоким давлением. Конечно, псевдоожижающая среда может не понадобиться в
зависимости от вида топлива (то есть если это жидкость или газ). Аналогично, в некоторых вариантах выполнения в качестве псевдоожижающей среды может использоваться рециклированная циркулирующая текучая среда.
Сжигание как средство выработки СОг, используемого во вторичном методе добычи пластовых залежей, может проводиться при специфических параметрах процесса и с применением специальных компонент. Примеры высокоэффективных систем и способов сжигания, которые могут использоваться в соответствии с настоящим изобретением для выработки СО2, описаны в патентной публикации US 2011/0179799, содержание которой целиком включено в данною заявку путем ссылки. Предпочтительно в системе сжигания не требуется дополнительного сжатия или удаления загрязняющих примесей до введения в трубопровод или в пласт при вторичном методе добычи залежей, таких как ископаемые топлива. Настоящее изобретение может быть также применимо в других процессах сжигания, в которых может использоваться поток топлива, содержащий значительное количество СОг-
В различных вариантах выполнения изобретения устройство сжигания, используемое во вторичных методах добычи, может располагаться на поверхности вблизи площадки, на которой производится нагнетание выработанного СОг- Поверхностное расположение может быть стационарным, полустационарным, или это может быть передвижным вариантом. Например, камера сгорания может быть компонентом системы выработки электроэнергии, в которой топливо сжигается (предпочтительно при высокой температуре) в присутствии циркулирующей текучей среды (в частности СО2) или другой охлаждающей текучей среды, способной понижать температуру потока продуктов горения, выходящего из камеры сгорания, так чтобы этот поток мог использоваться при передаче энергии с целью выработки электроэнергии. В частности, поток продуктов горения может расширяться по меньшей мере в одной турбине, производя энергию. Расширенный газовый поток может быть подвергнут обработке, как описано далее, или может нагнетаться непосредственно в пласт.
В различных вариантах выполнения может быть желательным, чтобы СО2 вводился в камеру сгорания при определенном давлении и (или) температуре. В
частности, может иметь преимущество, чтобы СО2, подаваемый в камеру сгорания, находился под давлением по меньшей мере приблизительно 2 МПа, по меньшей мере приблизительно 5 МПа, по меньшей мере приблизительно 8 МПа, по меньшей мере приблизительно 10 МПа, по меньшей мере приблизительно 12 МПа, по меньшей мере приблизительно 15 МПа, по меньшей мере приблизительно 18 МПа или по меньшей мере приблизительно 20 МПа. В других вариантах выполнения давление может составлять приблизительно от 2 до 50 МПа, приблизительно от 5 до 40 МПа, приблизительно от 10 до 30 МПа. В частности, может иметь преимущество, чтобы СОг, подаваемый в камеру сгорания, имел температуру по меньшей мере приблизительно 200°С, по меньшей мере приблизительно 250°С, по меньшей мере приблизительно 300°С, по меньшей мере приблизительно 400°С, по меньшей мере приблизительно 500°С, по меньшей мере приблизительно 600°С, по меньшей мере приблизительно 700°С, по меньшей мере приблизительно 800°С или по меньшей мере приблизительно 900°С.
В некоторых вариантах выполнения может быть эффективным, чтобы О2, подаваемый в камеру сгорания, был в основном очищенным (то есть с повышенным молярным содержанием Ог по сравнению с другими компонентами, по природе присутствующими в воздухе). В некоторых вариантах выполнения Ог может иметь чистоту, более приблизительно 50 мол.%, более приблизительно 75 мол.%, более приблизительно 85 мол.%, более приблизительно 90 мол.%, более приблизительно 95 мол.%, более приблизительно 98 мол.% или более приблизительно 99 мол.%. В других вариантах выполнения Ог может иметь молярную чистоту приблизительно от 86 до 99,6 мол.%, приблизительно от 85 до 99 мол.% или приблизительно от 90 до 98 мол.%. В предельном случае СОг, полученный из содержащегося в топливе углерода, предпочтительно соответствует высокой чистоте, лежащей в диапазоне приблизительно около 99,5 мол.%.
В некоторых вариантах выполнения количество вводимого Ог может превосходить стехиометрическое количество по меньшей мере приблизительно на 0,1 мол.%, приблизительно на 0,5 мол.%, приблизительно на 1 мол.%, приблизительно на 2 мол.%, приблизительно на 3 мол.%, приблизительно на 4
мол.% или приблизительно на 5 мол.%. В других вариантах выполнения количество вводимого О2 может превосходить стехиометрическое количество на величину, составляющую приблизительно от 0,1 до 5 мол.%, приблизительно от 0,25 до 4 мол.% или приблизительно от 0,5 до 3 мол.%.
Введение циркулирующей текучей среды и (или) транспирационной текучей среды в камеру сгорания может быть эффективным для регулирования температуры горения, так чтобы поток продуктов горения, выходящий из камеры сгорания, имел нужную температуру. Например, может быть эффективным, чтобы поток продуктов горения, выходящий из камеры сгорания, имел температуру по меньшей мере приблизительно 500°С, по меньшей мере приблизительно 750°С, по меньшей мере приблизительно 900°С, по меньшей мере приблизительно 1000°С, по меньшей мере приблизительно 1200°С или по меньшей мере приблизительно 1500°С. В некоторых вариантах выполнения поток продуктов горения может иметь температуру приблизительно от 100 до 2000°С, приблизительно от 150 до 1800°С, приблизительно от 200 до 1600°С, приблизительно от 200 до 1400°С, приблизительно от 200 до 1200°С или приблизительно от 200 до 1000°С.
Поток продуктов горения может направляться в турбину, где он расширяется, производя энергию (например, через посредство генератора, вырабатывающего электричество). Турбина 400 может иметь вход для приема потока продуктов горения и выход для выпуска выходного потока турбины, содержащего СО2. В некоторых вариантах выполнения может использоваться одна турбина, или могут использоваться более, чем одна, турбины последовательно или, как вариант, разделенные одной или несколькими дополнительными компонентами (узлами), такими как компонента сжигания, компонента сжатия, компонента разделения и т.п. Поток, возникающий в процессе горения, как это рассмотрено в данной заявке, и поступающий в любую из этих компонент и (или) выходящий из нее, может быть описан как поток, содержащий СОг, и может вырабатываться в одной или нескольких камерах сгорания.
Температура потока у входа турбины может изменяться, достигая, например, приблизительно 1350°С. В других вариантах выполнения в представленных системах и способах может использоваться температура,
лежащая в значительно более низком диапазоне, как описано выше. Кроме того, поток продуктов горения, выходящий из камеры сгорания, может иметь давление, близко выровненное с давлением циркулирующей текучей среды на основе СО2, поступающей в камеру сгорания. В частных вариантах выполнения поток продуктов горения может иметь давление и температуру, при которых присутствующий в нем СО2 находится в сверхкритическом состоянии. При расширении потока продуктов горения в турбине давление в нем может снижаться. Такое падение давления может быть регулируемым, так чтобы давление потока продуктов горения имело определенное соотношение с давлением выходного потока турбины, например, их отношение может быть менее приблизительно 12, менее приблизительно 10, менее приблизительно 8 или менее приблизительно 7. В других вариантах выполнения отношение входного давления к выходному давлению турбины может составлять приблизительно от 1,5 до 12, приблизительно от 2 до 10, приблизительно от 3 до 9 или приблизительно от 4 до 8.
В частных вариантах выполнения может быть предпочтительным, чтобы выходной поток турбины имел такие параметры, чтобы СОг в нем находился не в состоянии сверхкритической текучей среды, а скорее в газообразном состоянии. Например, обеспечение СО2 в газообразном состоянии может облегчить дальнейшую обработку потока перед его нагнетанием в пласт. Поэтому выходной поток турбины может иметь давление, которое ниже давления, при котором СОг находился бы в сверхкритическом состоянии, то есть ниже приблизительно 7,3 МПа, ниже приблизительно 7 МПа, ниже приблизительно 6 МПа, ниже приблизительно 5 МПа, ниже приблизительно 4 МПа, ниже приблизительно 3 МПа, ниже приблизительно 2 МПа или ниже приблизительно 1,5 МПа. В других вариантах выполнения давление выходного потока турбины может составлять приблизительно от 1,5 до 7 МПа, приблизительно от 3 до 7 МПа или приблизительно от 4 до 7 МПа. В частных вариантах выполнения давление выходного потока турбины может быть меньше давления конденсации СОг при температурах охлаждения, которые воздействуют на этот поток (например, при температуре естественного охлаждения). Однако в других вариантах выполнения, в которых охлаждение и
(или) разделение не являются требуемыми или желательными, может быть эффективным, чтобы давление выходного потока турбины было большим. Например, давление может составлять по меньшей мере приблизительно 7,5 МПа, по меньшей мере приблизительно 8 МПа, по меньшей мере приблизительно 8,5 МПа, по меньшей мере приблизительно 9 МПа или по меньшей мере приблизительно 10 МПа. Еще в других вариантах выполнения давление выходного потока турбины может составлять по меньшей мере приблизительно 1,5 МПа, по меньшей мере приблизительно 2 МПа, по меньшей мере приблизительно 3 МПа, по меньшей мере приблизительно 4 МПа или по меньшей мере приблизительно 5 МПа.
Хотя прохождение потока продуктов горения через турбину может приводить к некоторому снижению температуры, температура выходного потока может быть в основном одинаковой с температурой потока продуктов горения. Например, выходной поток турбины может иметь температуру, лежащую в диапазоне приблизительно от 500 до 1000°С, приблизительно от 600 до 1000°С, приблизительно от 700 до 1000°С или приблизительно от 800 до 1000°С. Из-за относительно высокой температуры потока продуктов горения для турбины может иметь преимущество, чтобы она была выполнена из материалов, способных выдерживать такие температуры. Может быть также полезным, чтобы турбина содержала материал, обеспечивающий высокую химическую стойкость по отношению к вторичным веществам, которые могут присутствовать в потоке продуктов горения.
Поток продуктов горения (или выходной поток турбины в вариантах, относящихся к выработке электроэнергии) может находится в состоянии, пригодном для непосредственного нагнетания в пласт, к которому предполагается применение вторичного метода добычи залежей (то есть без необходимости в дальнейшей обработке потока, например без удаления загрязняющих примесей и т.д.) Однако в некоторых вариантах выполнения может быть желательной дальнейшая обработка потока перед нагнетанием. Например, в случае нагнетания потока СОг в скважину, трубопровод или пласт, которые в общем могут быть повреждены нагнетанием под высоким давлением, давление полученного в процессе сжигания СОг может быть изменено. Как было отмечено, расширение в процессе выработки электроэнергии может привести к
снижению давления потока СОг, однако все же может потребоваться дополнительное уменьшение давления, и такое уменьшение давления может быть обеспечено за счет пропускания через одну или несколько дополнительных энергетических турбин. Однако могут также использоваться другие средства снижения давления, как должно быть понятно специалисту в данной области техники, знакомому с преимуществами настоящего изобретения. Предпочтительно, чтобы сжатие потока СОг не требовалось в свете возможной необходимости в дополнительных затратах энергии. Тем не менее, если нужно, например из-за специфических геологических особенностей пласта или особенностей трубопровода, может быть выполнено сжатие СОг-
В некоторых вариантах выполнения может быть полезным регулирование температуры потока СОг перед нагнетанием в пласт. Как рассмотрено далее, использование потока с относительно высокой температурой может быть эффективным, например, во вторичных методах добычи тяжелой нефти. Однако, так как настоящее изобретение охватывает системы и способы высокотемпературного сжигания, в некоторых вариантах выполнения может быть полезным охлаждение потока СО2 перед нагнетанием.
В частности, может приносить эффект пропускание потока СОг по меньшей мере через один теплообменник, охлаждающий поток и обеспечивающий поток СОг с температурой, лежащей в определенном диапазоне. В частных вариантах выполнения охлажденный СОг может иметь температуру менее приблизительно 1000°С, менее приблизительно 750°С, менее приблизительно 500°С, менее приблизительно 250°С, менее приблизительно 100°С, менее приблизительно 80°С, менее приблизительно 60°С или менее приблизительно 40°С. В некоторых вариантах выполнения может быть особенно эффективным, чтобы теплообменник включал по меньшей мере два последовательных теплообменника для приема потока СОг и охлаждения его до требуемой температуры. Тип теплообменника может меняться в зависимости от параметров поступающего в него потока. Например, так как поток СОг может иметь относительно высокую температуру, может быть полезным, чтобы теплообменник, непосредственно принимающий поток СО2, был выполнен из высококачественных материалов, рассчитанных на работу в экстремальных
условий (например, из сплава INCONEL или аналогичного материала). Предпочтительно, чтобы первый теплообменник в последовательности содержал материал, способный выдерживать непрерывную работу при температуре по меньшей мере приблизительно 400°С, по меньшей мере приблизительно 600°С, по меньшей мере приблизительно 800°С или по меньше мере приблизительно 1000°С. Может быть также полезным, чтобы один или несколько теплообменников содержали материал, обеспечивающий высокую химическую стойкость по отношению к вторичным веществам, которые могут присутствовать в потоке продуктов горения. Удовлетворяющие требованиям теплообменники могут содержать такие сплавы, поставляемые под торговой маркой HEATRIC (фирмой Meggitt USA, Houston, ТХ). В вариантах выполнения, в которых первый теплообменник в последовательности может отбирать от потока СО2 значительное количество тепла, один или несколько других теплообменников в последовательности могут быть выполнены из более дешевых материалов (например, из нержавеющей стали). В частных вариантах выполнения по меньшей мере два теплообменника или по меньшей мере три теплообменника используются последовательно для охлаждения выходного потока турбины до требуемой температуры.
В некоторых вариантах выполнения может быть желательным, чтобы поступающий со способа сжигания поток СО2 подвергался дальнейшей обработке с целью отделения вторичных компонент, остающихся в потоке СО2. Такие вторичные компоненты могут присутствовать или не присутствовать в зависимости от вида топлива, используемого в способе сжигания. Аналогично, может требоваться или не требоваться отделение любых вторичных компонент, присутствующих в потоке СОг, в зависимости от пласта, в которыйе этот поток нагнетается. Соответственно, в настоящих способах и системах могут использоваться один или несколько разделительных блоков.
В частных вариантах выполнения может быть полезным удаление некоторого количества или всей воды, присутствующей в потоке СОг- Хотя для вторичного метода добычи определенных залежей, включающих некоторые виды ископаемых топлив, предпочтительно, чтобы непосредственно в пласт закачивался "сырой" поток СОг, в других случаях, при необходимости, вода,
присутствующая в потоке СОг (например, вода, образовавшаяся при сжигании углеродного топлива и сохранившаяся при дальнейшей обработке вплоть до нагнетания в пласт), может быть удалена из потока СОг в основном в виде жидкой фазы. Такое отделение может выполняться путем обеспечения потока СО2 (например, в газообразном состоянии) под давлением, которое ниже точки перехода СОг, содержащегося в газовой смеси, в жидкое состояние в процессе охлаждения газовой смеси до низкотемпературного состояния, осуществляемого средствами охлаждения до температуры внешней среды. Например, при отделении от потока СО2 вторичных компонент он может быть обеспечен под давлением, менее 7,38 МПа. Может потребоваться даже более низкое давление, если используются охлаждающие средства до температуры, лежащей вблизи окружающей температуры или ниже окружающей температуры. Это позволяет отделять воду в виде жидкости. В некоторых вариантах выполнения давление может быть в основном равным давлению на выходе турбины. "Сухой" поток СО2 после отделения воды может содержать водяной пар в количестве, меньшем 1,5 мол.%, меньшем 1 мол.%, или меньшем 0,5 мол.%. При необходимости, может быть применена дополнительная сушка, при которой поток СО2 полностью или в основном полностью освобождается от воды. Например, низкие концентрации воды могут быть удалены в сушилках с поглотителями влаги или другими средствами, пригодными для использования в свете настоящего изобретения.
Другие вторичные компоненты, которые могут быть удалены из потока СОг, включают, например, SO2, SO3, HCI, NO, NO2, Hg, О2, N2 и Аг. Эти вторичные компоненты потока СОг могут быть все удалены из охлажденного потока СО2 путем использования соответствующих способов, например способов, раскрытых в патентной публикации US 2008/0226515 и в патентных публикациях ЕР 1952874 и ЕР 1953486, содержание которых в полном объеме включено в данную заявку путем ссылки. В частных вариантах выполнения различные вторичные компоненты могут быть удалены следующими способами: SO2 и SO3 могут быть на 100% превращены в серную кислоту; более 95% NO и NO2 могут быть превращены в азотную кислоту; избыточный Ог может быть
отделен в виде обогащенного потока для возможного повторного использования в камере сгорания; и инертные газы (например, N2 и Аг) могут быть выпущены под низким давлением в атмосферу.
В вариантах выполнения, в которых поток продуктов горения охлаждается с целью облегчения удаления из него одной или нескольких компонент, может быть полезным повторный нагрев потока перед нагнетанием в пласт. Как описано выше, для охлаждения потока продуктов горения могут использоваться один или несколько теплообменников. При необходимости, содержащий СО2 поток может быть пропущен обратно через тот же теплообменник(и), принимая тепло, ранее отобранное от потока продуктов горения.
При необходимости, поток СОг может быть обеспечен для нагнетания в пласт или для рециклирования обратно в камеру сгорания как циркулирующая текучая среда в основном в очищенном виде. В частности, очищенный поток СО2 может иметь концентрацию СО2, равную по меньше мере приблизительно 95 мол.%, по меньше мере приблизительно 97 мол.%, по меньше мере приблизительно 98,5 мол.%, по меньше мере приблизительно 99 мол.%, по меньше мере приблизительно 99,5 мол.% или по меньше мере приблизительно 99,8 мол.%. Кроме того, содержащий СО2 поток может быть обеспечен под заданным давлением для нагнетания в пласт, ввода в трубопровод и (или) подачи в камеру сгорания. Может быть особенно эффективным, чтобы содержащий СОг поток имел давление нагнетания (то есть давление содержащего СОг потока в месте введения в пласт, например в месте выхода из скважины и поступления в пласт), находящееся на минимальном уровне. Например, содержащий СОг поток может иметь давление нагнетания, составляющее по меньшей мере приблизительно 1,5 МПа, по меньшей мере приблизительно 1,2 МПа, по меньшей мере приблизительно 3 МПа, по меньшей мере приблизительно 4 МПа, по меньшей мере приблизительно 5 МПа, по меньшей мере приблизительно 6 МПа, по меньшей мере приблизительно 7 МПа, по меньшей мере приблизительно 7,5 МПа, по меньшей мере приблизительно 8 МПа, по меньшей мере приблизительно 9 МПа, по меньшей мере приблизительно 10 МПа, по меньшей мере приблизительно 11 МПа или по меньшей мере приблизительно 12 МПа. В других вариантах выполнения
содержащий СОг поток может иметь давление, лежащее в диапазоне от давления окружающей среды до приблизительно 30 МПа. Такие значения давления аналогично могут быть применимы для любой части потока СОг, рециклированной обратно в камеру сгорания, или вводимой в трубопровод.
В некоторых вариантах выполнения содержащий СОг поток может иметь различия по своей вязкости и (или) плотности. Предпочтительно, чтобы содержащий СОг поток имел давление нагнетания, близкое или превышающее минимальное давление смешивания с пластом (или его залежами). Соответственно, плотность и вязкость содержащего СОг потока согласно настоящему изобретению может быть функцией минимального давления смешивания для конкретной скважины, которое может быть известной величиной. Например, для коллекторов Северного моря было показано, что СО2, используемый во вторичных методах добычи нефти, должен иметь плотность,
3 3
лежащую в диапазоне от 570 кг/м до 800 кг/м , и вязкость в диапазоне от 0,04 мП (миллипуаз) до 0,07 мП. При необходимости, изобретение может охватывать использование добавок, изменяющих плотность и (или) вязкость содержащего СОг потока.
В предпочтительных вариантах выполнения поток СО2, полученный из системы сжигания или способа, может нагнетаться в пласт без необходимости в отделении неуглеродных компонент и (или) его сжатии. Соответственно, в вариантах выполнения, относящихся к сжиганию на поверхности, поток СОг можно нагнетать в пласт только после сжигания, после сжигания и расширения для выработки электроэнергии, после сжигания и охлаждения или после сжигания, расширения и охлаждения. Предпочтительно в варианты выполнения, относящиеся к сжиганию на поверхности, включена по меньше мере одна стадия обеспечения выработки электроэнергии, в частности в варианты выполнения, в которых приносит эффект введение некоторого уровня понижения давления до нагнетания в пласт.
В некоторых вариантах выполнения особо предпочтительным может быть непосредственное нагнетание потока СОг в пласт. Непосредственное нагнетание может отличаться тем, что поток содержащих СО2 продуктов горения
нагнетается в пласт без выполнения описанных промежуточных стадий (например, без расширения, охлаждения или отделения от потока каких-нибудь компонент). Непосредственное нагнетание может включать передачу потока СОг из камеры сгорания в отдельный трубопровод, поставляющий поток СО2 на площадку нагнетания, или из камеры сгорания через трубопровод, являющийся неотъемлемой составляющей системы и способа. Доставка к скважинной компоненте нагнетания через существующие компоненты нефтяной скважины, скважины природного газа или аналогичные также может рассматриваться как непосредственное нагнетание потока СО2 в соответствии с настоящим изобретением.
Особых преимуществ можно достичь, если описанные установки выработки электроэнергии, производящие СОг для интенсификации добычи пластовых залежей, расположены вблизи формации, в которую нагнетается СОг- При такой близости может быть понижена или исключена необходимость в транспортировке СОг- Например, в вариантах выполнения, в которых добываемые пластовые залежи представляют собой ископаемое топливо, может быть особо предпочтительным, чтобы установка выработки электроэнергии располагалась на территории или вблизи территории, включающей скважину или скважины, из которых добывается ископаемое топливо. Предпочтительно, чтобы установка выработки электроэнергии могла располагаться вблизи площадки, на которой будет производиться нагнетание с целью интенсификации добычи ископаемого топлива. За счет этого использование трубопроводов, автоцистерн и т.п. может быть сокращено или полностью исключено. В частности, представленная система выработки СО2 может включать секции трубопровода, сообщающиеся с остальными компонентами системы сжигания, так чтобы полученный при сжигании СОг направлялся именно в нагнетательную скважину по трубопроводу без соединений, обеспечивающих подачу СО2 от источника, внешнего по отношению к предлагаемой в изобретении системе.
В некоторых вариантах выполнения выработка электроэнергии может быть достаточно близка к площадке, на которой нагнетается полученный СО2, так чтобы трубопровод, используемый для направления полученного СО2 на площадку нагнетания, имел общую длину менее приблизительно 50 км, менее
приблизительно 40 км, менее приблизительно 30 км, менее приблизительно 20 км, менее приблизительно 10 км, менее приблизительно 5 км, менее приблизительно 2 км, менее приблизительно 1 км, менее приблизительно 0,5 км, менее приблизительно 0,25 км или менее приблизительно 0,1 км. В некоторых вариантах выполнения магистральный трубопровод, связанный с доставкой СОг от установки выработки электроэнергии на площадку нагнетания, может характеризоваться как имеющий протяженность, близкую к нулю. Под этим, в частности, можно подразумевать трубопровод, имеющий общую протяженность менее приблизительно 0,5 км или менее приблизительно 0,1 км. Такие расстояния согласно настоящему изобретению могут считаться расстояниями, "близкими к нулю", так как магистральные трубопроводы, как правило, имеют протяженность, измеряемую сотнями километров. Поэтому при сравнении величины, приведенные выше, могут рассматриваться как близкие к нулю. Больше того, возможность обеспечения установки получения СОг в такой близости к площадке нагнетания не является предметом простой оптимизации, которую можно было бы произвести без реальных действий. Скорее известные источники СО2 не могут быть созданы на конкретных площадках и на конкретных расстояниях от площадки нагнетания. Это ограничение служит причиной, почему обычно в современном уровне техники требуются большие протяженности трубопроводов и (или) другие средства транспортировки СОг на большие расстояния, необходимые для достижения залежей ископаемого топлива, на которых необходимо использование вторичных методов добычи.
В данном преимуществе настоящего изобретения реализована, в частности, возможность обеспечения системы выработки СОг, которая полностью транспортабельна благодаря, но не только этому, ее малому размеру и модульной конструкции. Полностью транспортабельная система согласно настоящему изобретению может представлять собой поверхностную установку или скважинную систему сжигания, сформированную из компонентов, которые могут быть собраны, образуя действующую установку, за относительно короткое время, причем конструкция может быть за относительно короткое время демонтирована, так что полный комплект компонентов может быть транспортирован на другое местоположение (например, автомобильным тягачом,
по железной дороге или другим подходящим средством передвижения) и собран повторно за относительно короткое время. Следовательно, система или устройство может считаться по своей сущности модульной, что позволяет изменять конфигурацию системы с транспортабельной на рабочую. Что касается данных вариантов выполнения, то относительно короткое время может быть определено как общее время сборки от состояния отдельных компонентов до рабочей установки (то есть вырабатывающей СО2) или общее время изменения конфигурации, составляющее менее 56 дней, менее 49 дней, менее 42 дней, менее 35 дней, менее 28 дней, менее 21 дня, менее 14 дней, менее 10 дней, менее 7 дней, менее 5 дней или менее 2 дней. Аналогичные временные промежутки могут понадобиться для разборки от рабочей установки до отдельных компонентов. Такая транспортабельная система может включать компоненты (узлы) выработки электроэнергии, как было описано, или может быть ограничена в основном устройством сжигания и связанными с ним компонентами, необходимыми для выработки СОг- Кроме того, такая транспортабельная система может быть достаточно компактной, чтобы устанавливаться на полозья. Таким способом система выработки СОг может транспортироваться к конкретной нагнетательной скважине и подсоединяться в основном непосредственно к ее устью для непосредственного нагнетания СО2 в скважину. Поэтому процесс выработки СОг компактен и может выполняться с возможностью разборки, транспортировки на новую площадку добычи и повторной сборки при наименьших возможных затратах. Аналогично это может служить для исключения затрат на трубопровод СОг-
В добавление к описанному выше поверхностному сжиганию настоящее изобретение охватывает варианты выполнения, в которых сжигание выполняется под поверхностью. Термин "под поверхностью" подразумевает, что реальное сжигание топлива с целью получения СО2 производится в физических местоположениях, находящихся ниже уровня поверхности земли. В некоторых вариантах выполнения сжигание может производиться всего в нескольких метрах ниже поверхности земли. В других вариантах выполнения сжигание может производиться ниже уровня земли вплоть до приблизительно 10 м, вплоть до приблизительно 100 м, вплоть до приблизительно 500 м, вплоть до
приблизительно 1000 м, вплоть до приблизительно 1500 м, вплоть до приблизительно 2000 м, вплоть до приблизительно 5000 м, вплоть до приблизительно 10 м или вплоть до приблизительно 10000 м. В других вариантах выполнения сжигание может производиться ниже уровня земли по меньшей мере приблизительно на 1 м, по меньшей мере приблизительно на 10 м, по меньшей мере приблизительно на 25 м, по меньшей мере приблизительно на 50 м, по меньшей мере приблизительно на 100 м, по меньшей мере приблизительно на 250 м, по меньшей мере приблизительно на 500 м или по меньшей мере приблизительно на 1000 м. В других вариантах выполнения место сжигания может находиться ниже уровня земли на расстоянии, лежащем в диапазоне приблизительно от 1 до 5000 м, приблизительно от 5 до 4000 м, приблизительно от 10 до 3000 м или приблизительно от 25 до 2000 м. Согласно этому частному варианту выполнения сжигание может отличаться тем, что его местоположение находится в скважине (в частности, относительно пластов ископаемого топлива или других пластов, из которых требуется добыча с воздействием на пласт), находится в пласте, из которого требуется добыча с воздействием на пласт, находится выше залежи, для добычи которой требуется воздействие на пласт, ниже залежи, для добычи которой требуется воздействие на пласт, или располагается сбоку от залежи, для добычи которой требуется воздействие на пласт (то есть находится в одной горизонтальной плоскости с залежью).
В случае скважинного сжигания может иметь особое преимущество полное исключение действующей до нагнетания системы выработки электричества, в которой рабочее тело используется для выработки электроэнергии. При таком подходе предлагаемые в изобретении способы и системы могут быть эффективно сведены до камеры сгорания и средств перекачки, необходимых для доставки горючих материалов (и дополнительных компонент, необходимых для воздействия на пласт, например воды, требуемой для выработки пара) в скважину к входной части камеры сгорания. Таким образом сжигание может выполняться с получением СОг (и опционно пара и других продуктов, требуемых для вторичного метода добычи некоторых залежей), который проходит непосредственно от выходной части камеры сгорания в пласт, интенсифицируя добычу конкретных залежей, как это описано далее. Как далее
рассмотрено более подробно, полученный СОг может соединяться с залежью, извлекаемой из пласта, образуя возвратный поток. При необходимости, полученный СО2 в особенности, или часть или весь возвратный поток могут быть использованы для выработки электроэнергии в основном таким же образом, как описано выше. В этих вариантах выполнения компоненты систем и способов, связанные с выработкой электроэнергии, физически могут быть отделены от камеры сгорания (то есть камера сгорания располагается в скважине, а генерирующая турбина(ы) и аналогичные компоненты располагаются на поверхности). Однако даже в таких вариантах выполнения камера сгорания и компоненты выработки электроэнергии могут рассматриваться как сообщающиеся. В частности, поток продуктов горения из выходной части камеры сгорания проходит в пласт, смешивается с ним или другим образом интенсифицирует добычу залежи и включается в возвратный поток из пласта, который может быть пропущен непосредственно через компоненты выработки электроэнергии или разделен на одну или несколько фракций до пропускания через эти компоненты.
Применяется ли поверхностное сжигание или скважинное сжигание, в любом случае настоящее изобретение может быть отнесено к вторичным методам добычи различных материалов. В частных вариантах выполнения предлагаемые в изобретении способы и системы могут использоваться во вторичных методах добычи ископаемых топлив. В особо предпочтительных вариантах выполнения изобретение может, в частности, относится к вторичным методам добычи ископаемых топлив в виде флюидов. В частных вариантах выполнения представление в виде флюида может означать текучее состояние при нормальных температуре и давлении. Ископаемое топливо при сохранении в пласте (или в коллекторе) может находиться в основном в виде флюида, как, например, в случае сырой нефти с достаточно низкой вязкостью или природного газа). Ископаемое топливо может также отличаться тем, что находится в виде флюида после контакта с СО2 и (или) паром или другим нагревающим и (или) разбавляющим материалом, который может быть использован, как в случае битума, нефтеносных песков, нефтеносного сланца и т.п.
Предлагаемые в изобретении вторичные методы добычи могут включать доставку содержащего СО2 потока к пласту, содержащему добываемые залежи.
Хотя содержащий СО2 поток может включать одну или несколько компонент, предпочтительно, чтобы он содержал СОг в количествах, составляющих от общей массы потока по меньшей мере приблизительно 10%, по меньшей мере приблизительно 20%, по меньшей мере приблизительно 30%, по меньшей мере приблизительно 40%, по меньшей мере приблизительно 50%, по меньшей мере приблизительно 60%, по меньшей мере приблизительно 70%, по меньшей мере приблизительно 80%, по меньшей мере приблизительно 90%, по меньшей мере приблизительно 95%, по меньшей мере приблизительно 98% или по меньшей мере приблизительно 99%. В других вариантах выполнения содержащий СОг поток может включать СОг в количествах приблизительно от 50 до 100 масс.%, приблизительно от 60 до 98 масс.%, приблизительно от 70 до 97 масс.% или приблизительно от 75 до 95 масс.%. Как отмечено выше, СОг в содержащем СОг потоке может находиться в виде сверхкритической текучей среды или газа. В некоторых вариантах выполнения содержащий СОг поток может отличаться тем, что состоит из СО2. В других вариантах выполнения содержащий СОг поток может отличаться тем, что состоит в основном из СОг. В таких вариантах выполнения выражение "состоит в основном из" может, в частности, означать любой вариант из следующего: содержащий СОг поток включает менее 2 масс.% любых отличающихся от СОг компонент; содержащий СОг поток определенно свободен от любых добавок, которые обычно считаются текучей средой гидроразрыва; содержащий СО2 поток определенно свободен от любых расклинивающих наполнителей; или содержащий СОг поток определенно свободен от любых поверхностно-активных веществ.
Из вышесказанного следует, что настоящее изобретение может, в частности, обеспечивать способы интенсифицированной добычи запасов ископаемого топлива. В различных вариантах выполнения эти способы могут использоваться для любой формации, которая может содержать одну или несколько компонент из группы, включающей метан, другие легкие углеводородные газы (например, газы от С2 до С4), нефть различной вязкости, битум, нефтеносные пески и нефтеносный сланец. Например, предлагаемый в изобретении способ может включать: сжигание углеродного топлива с
обеспечением потока продуктов горения, включающего СОг; и направление по меньшей мере части СО2 в пласт, содержащий предназначенное для добычи ископаемое топливо. Кроме того, способ может включать получение из пласта потока флюида, содержащего фракцию ископаемого топлива, заключенного в пласте, и фракцию СОг, который нагнетался в пласт. В других вариантах выполнения по меньшей мере часть фракции ископаемого топлива, извлеченного из пласта, может быть отделена от потока флюида. Отделенная фракция ископаемого топлива может содержать легкие нефти, тяжелые нефти, легкие газы или топливные материалы с высокой вязкостью (например, битум, нефтеносные пески и нефтеносный сланец). Для получения из потока флюида всех товарных продуктов может использоваться несколько стадий разделения, и такие стадии разделения могут привести к выделению неуглеродных материалов, включая СО2. В других вариантах выполнения по меньше мере часть извлеченного потока флюида может быть возвращена обратно в способ сжигания для повторного использования. В частности, рециклированный поток может содержать и некоторое количество извлеченного ископаемого топлива (например, легкую газовую фракцию). Более того, в вариантах выполнения, направленных на добычу смешанных углеводородных продуктов (например, содержащих газовую фракцию и фракцию легкой нефти), может иметь преимущество выделение легкой фракции для поставки на рынок. Оставшаяся газовая фракция (содержащая загрязняющие примеси и СОг), может вводиться непосредственно в камеру сгорания как всё предназначенное для сжигания топливо или его часть. Предпочтительно, чтобы содержание извлеченного ископаемого топлива было достаточным для обеспечения топливом процесса сжигания без необходимости во введении топлива от внешнего источника. В других вариантах выполнения часть извлеченного ископаемого топлива, рециклированная в систему, может использоваться для пополнения внешнего источника топлива. Такие способы аналогичным образом могут использоваться для добычи других видов пластовых залежей.
В других вариантах выполнения настоящее изобретение может обеспечивать системы получения СО2, предназначенного для добычи ископаемого топлива из пласта. Например, предлагаемая в изобретении система
может включать следующее: камеру сгорания, выполненную с возможностью приема углеводородного топлива и имеющую по меньшей мере одну стадию горения, на которой сжигается топливо с обеспечением потока продуктов горения, содержащего СОг; и одну или несколько компонент для направления по меньшей мере части СО2 в пласт. Система может также включать одну или несколько компонент для выработки электроэнергии, например компонент электрогенерирующей турбины, которая может сообщаться с камерой сгорания и (или) может быть установлена для выработки энергии с использованием извлеченного потока топливных материалов. Кроме того, система может включать одну или несколько компонент для приема из пласта потока флюида, содержащего фракцию ископаемого топлива, заключенного в пласте, и фракцию СОг, который направлялся в пласт. Система может также включать одну или несколько компонент для отделения по меньшей мере части фракции извлеченного ископаемого топлива из потока флюида и (или) одну или несколько компонент для рециклирования по меньше мере части потока флюида обратно в камеру сгорания. Такие системы аналогичным образом могут быть приспособлены для добычи других видов пластовых залежей.
В некоторых вариантах выполнения изобретение может относиться к использованию СОг во вторичных методах добычи ископаемого топлива путем гидроразрыва. Гидроразрыв может быть особенно применим во вторичных методах добычи углеводородных газов, таких как заключенные в угольных пластах и пластах, содержащих углеводороды и сланцы, которые, как правило, содержат метан (СН4) и небольшие количества других легких углеводородных газов.
При введении в соответствующий пласт текучей среды гидроразрыва, содержащей СОг, (например, как описано выше) под давлением, превышающим давление гидроразрыва пласта, в пласте могут фактически образоваться трещины и разломы, что интенсифицирует добычу метана и других углеводородных газов. Гидроразрыв снимает напряжения в пласте, высвобождает захваченные газы и создает пористые участки и каналы для протекания газа из пласта в скважину. Кроме того, благодаря предпочтительному вытеснению диоксидом углерода поглощенного или
захваченного метана при воздействии на пласт высвобождается дополнительное количество метана по сравнению с другими видами воздействия на пласт или с использованием других газов. Использование СОг также обеспечивает долговременное увеличение общей добычи газа благодаря способности СО2 к вытеснению метана. При вытеснении достаточного количества метана на локальном участке поверхности гидроразрыва, окружающей скважину, давление в пласте также может значительно снизиться вплоть до критического давления десорбции метана из пласта, что может привести к самопроизвольной десорбции и значительному повышению добычи метана.
Гидроразрыв согласно настоящему изобретению может быть применен к любому пласту, из которого добыча углеводородов, в частности добыча газообразных углеводородов, значительно затруднена из-за низкого давления в пласте и (или) низкой проницаемости пласта (то есть из "плотного" пласта). Пласты (например, сланцевые пласты, угольные пласты и т.п.) с достаточно низкой проницаемостью, такой что делает гидроразрыв преимущественным способом интенсификации добычи, могут включать пласты, имеющие проницаемость менее приблизительно 10 мД (миллидарси), менее приблизительно 5 мД, менее приблизительно 1 мД или менее приблизительно 0,5 мД.
Предлагаемый в изобретении способ гидроразрыва может включать введение содержащего СОг потока в пласт (например, через ствол скважины или через другую, нагнетательную скважину) под давлением, превышающим давление гидроразрыва пласта. Способы гидроразрыва могут, в частности, включать использование поверхностной камеры сгорания. Соответственно, содержащий СО2 поток может в основном представлять собой поток продуктов горения, выходящий из камеры сгорания. В других вариантах выполнения содержащий СОг поток может быть потоком, выходящим из турбины или из другой компоненты для выработки электроэнергии. Еще в других вариантах выполнения содержащий СО2 поток может представлять собой поток, выходящий из компонент, используемых на любой стадии процесса разделения, который может быть включен в способ. Кроме того, в содержащий СО2 поток могут быть добавлены дополнительные материалы гидроразрыва в любой
момент после сжигания и непосредственно перед выполнением гидроразрыва (что может включать добавление, выполняемое в самой скважине). Такие дополнительные компоненты включают, но не ограничиваются этим, расклинивающий наполнитель, поверхностно-активные вещества (например, алифатические или кислородосодержащие углеводородные полимеры, гидрофторполимеры или перфторполимеры, частично или полностью фторированные малые молекулы с молекулярной массой вплоть до 400 г/моль, пентафторэтиловый эфир, нейтральные поверхностно-активные вещества, заряженные поверхностно-активные вещества, амфионные поверхностно-активные вещества, жирные кислые эфиры и (или) поверхностно-активные вещества, повышающие вязкость), гелеобразующие вещества или воду. Содержащий СОг поток может также отличаться тем, что он определенно свободен от каких-нибудь или от всех вышеприведенных компонент или от любых дополнительных компонент, которые обычно могут считаться полезными текучими средами гидроразрыва. Кроме того, содержащий СОг поток может вводиться в пласт одновременно, до, после или попеременно с водой и (или) другой текучей средой гидроразрыва или материалом.
Диоксид углерода может быть, в частности, применим для вытеснения метана из решетчатых структур, таких как гидраты метана и клатраты метана, а также для вытеснения поглощенного метана с поверхностей, пористых пространств, из пустот и пор в горных породах и с плоскостей напластования. Другие газы, например азот или воздух, обычно не проявляют таких преимущественных свойств при вытеснении поглощенного или включенного в решетку метана. В частности, угольные пласты и гидраты газа демонстрируют преимущественное поглощение или замещение СО2 по сравнению с метаном.
Благодаря тенденции к вытеснению диоксидом углерода метана из решетчатых структур и вытеснению метана с поверхностей, пористых пространств, из пустот и пор в горных породах и с плоскостей напластования, СО2, полученный согласно настоящему изобретению, может быть использован, в частности, для выполнения этих функций и помимо гидроразрыва. Другими словами, содержащий СОг поток может вводиться в пласт, например под давлением, которое ниже давления гидроразрыва пласта, но достаточно для
проникновения в плоскости напластования или в трещины в пласте, или под давлением, достаточным для проникновения по меньшей мере в часть пор в пласте, так чтобы вытеснять поглощенные углеводородные газы или иным образом способствовать выводу углеводородных газов из пласта. Это может иметь особые преимущества при добыче природного газа из угольных пластов, подповерхностных угольных напластований (особенно из глубоко залегающих и (или) имеющих экономические и (или) технические проблемы) и пластов со сланцевым газом, в которых природный газ или другие углеводородные газы с короткой цепью связаны с твердыми материалами и преимущественно вытесняются СО2. Хотя при способе гидроразрыва СОг преимущественно вырабатывается при поверхностном сжигании, чтобы обеспечить возможность введения дополнительных материалов, для чистого способа добычи газа без гидроразрыва СО2 может быть получен при поверхностном сжигании или при сжигании в скважине. Содержащий СОг поток, нагнетаемый в такие пласты через первую скважину (то есть нагнетательную скважину), вытесняет из них углеводородные газы, по меньшей мере частично смешивается с вытесненными углеводородными газами и способствует добыче углеводородных газов из пласта, например через нагнетательную скважину или через одну или несколько эксплуатационных скважин. Опционно извлеченные углеводородные газы могут быть подвергнуты обработке, как это описано далее.
Кроме интенсификации добычи углеводородных газов предлагаемые в изобретении способы могут также использоваться как при образовании, так и при извлечении топливного материала. Например, СОг химически прореагирует с углем в особенности при повышенных температурах и давлениях с получением СО и Н2 (а также воды). Следовательно, СО2, полученный в соответствии с настоящим изобретением, может быть введен в угольный пласт, химически реагируя с углем и образуя СО и Н2, которые могут быть извлечены, как рассмотрено в данной заявке, и использованы в качестве топливного материала, например при производстве синтетического горючего газа. В некоторых вариантах может выполняться несколько функций, по которым при нагнетании СО2 в угольный пласт могут вытесняться с целью добычи углеводородные газы, связанные с пластом, и (или) СО2 может реагировать с углем, образуя
извлекаемые СО и Н2, и (или) задерживаться по меньшей мере частично в угольном пласте.
Полученный в соответствии с настоящим изобретением СО2 может быть также использован во вторичном методе добычи жидких топливных материалов (например, сырой нефти) и даже топливных материалов с высокой вязкостью (например, битума, нефтеносных песков, и нефтеносного сланца). Использование содержащего СОг потока применительно к таким жидким или с высокой вязкостью топливным материалам может эффективно интенсифицировать их добычу различными способами, например путем увеличения давления пласта или изменения физических параметров топливного материала (например, снижения его вязкости), или и тем и другим.
Вытеснение нефти за счет нагнетания СО2 может зависеть от фазового поведения смеси СОг и сырой нефти, которое может определяться рядом факторов, таких как температура коллектора, давление коллектора и состав сырой нефти. Не углубляясь в теорию, можно предположить, что механизм вытеснения сырой нефти может включать обогащение нефти газом, уменьшение вязкости и полную смешиваемость СОг и сырой нефти. Предлагаемые в настоящем изобретении способы могут обеспечивать один из таких механизмов интенсификации добычи из пласта нефти и углеводородов с высокой вязкостью, а также любую их комбинацию. Хотя приведенное выше рассмотрение относится к добыче жидких углеводородов применительно к нефти (или сырой нефти), должно быть понятно, что настоящее изобретение может относиться к интенсифицированной добыче нефти, имеющей вязкость в широком диапазоне, а также может относиться к интенсифицированной добыче других углеводородов с высокой вязкостью, например к битуму, нефтеносным пескам, нефтеносному сланцу и т.п.
При нагнетании СО2 в нефтяной коллектор он может стать взаимно растворимым с остаточной сырой нефтью по мере того, как легкие углеводороды из нефти растворяются в СО2, и СО2 растворяется в нефти. Степень такой взаимной растворимости может возрастать при увеличении плотности СОг, что может сделать особенно выгодным обеспечение СОг в сжатом виде (то есть под повышенным давлением). Взаимная растворимость может быть более
значительной в пластах, в которых нефть содержит существенные объемы "легких" углеводородов (то есть с более низким содержанием углерода). При взаимном растворении введенного СОг и остаточной нефти физические силы, удерживающие две фазы от смешивания (натяжение на поверхности раздела), фактически исчезают. Это создает возможность вытеснения диоксидом углерода нефти из пор в породе, выталкивая ее в направлении эксплуатационной скважины. При растворении СО2 в нефти он вспучивает нефть и понижает ее вязкость, что также повышает эффективность процесса вытеснения.
Так как минимальное давление, необходимое для взаимного растворения нефти и СО2, может зависеть от температуры коллектора, давления коллектора, давления содержащего СОг потока и плотности нефти (то есть относительного содержания фракции легких углеводородов), это минимальное давление, необходимое для взаимного растворения нефть/СО^, может меняться. Соответственно, кроме регулирования параметров нагнетаемого потока, содержащего СО2, (то есть температуры, давления и опционно содержания добавок, таких как пар) изобретение может включать операции, дополнительные к нагнетанию СО2. Например, прежде, после или одновременно с нагнетанием СОг изобретение может также включать нагнетание воды в пласт, что может иметь особое преимущество для увеличения давления коллектора. В частности, изобретение может включать попеременное нагнетание содержащего СО2 потока и некоторого объема воды. Эта технология может быть названа заводнением водой, сменяющей газ. Такой способ может быть эффективным для снижения тенденции проникновения СОг, обладающего более низкой вязкостью, впереди вытесняемой нефти. Другие, аналогичные способы также могут быть охвачены настоящим изобретением.
Исключительно в качестве примера предлагаемый в изобретении способ нагнетания СОг при вторичном методе добычи нефти может выполняться следующим образом. Во-первых, может производиться сжигание, как уже описано в данной заявке, с целью выработки содержащего СО2 потока (предпочтительно содержащего сверхкритический СО2). Сжигание может производиться выше уровня земли или в скважине, и могут выполняться
промежуточные стадии, которые, как представляется, уместно выполнять при определенных обстоятельствах (например, расширение для выработки электроэнергии и (или) отделение компонент потока, которые нежелательно вводить в скважину). Предпочтительно при поверхностном сжигании, чтобы система сжигания могла располагаться в значительной близости к нагнетательной скважине и (или) нефтяному месторождению, на котором должен использоваться содержащий СО2 поток. В частности, СОг может быть обеспечен для нагнетания под давлением нагнетания, значения которого приведены в данном описании.
Во-вторых, содержащий СО2 поток, выходящий из камеры сгорания (или при потребности из других компонент системы), может направляться в одну или несколько нагнетательных скважин, стратегически размещенных в порядке, оптимизирующем эффективность вытеснения нефти на площади коллектора. Это может производиться через относительно короткие передаточные линии, как описано выше. При использовании скважинного сжигания направление содержащего СОг потока может включать простой вывод содержащего СОг потока из камеры сгорания и направление его в пласт, например через перфорации в обсадной трубе или через открытую плоскость забоя. Нагнетаемый СО2 поступает в коллектор и движется по пустотам в породе пласта. При движении СОг по коллектору и при встрече его с залежами сырой нефти он может растворяться в нефти и образовывать нефтяной вал, перемещающийся к отдельной эксплуатационной скважине(ам) или в некоторых вариантах выполнения к нагнетательной скважине. Другими словами, движение содержащего СО2 потока через коллектор интенсифицирует поступление нефти из пласта в эксплуатационную скважину(ы). Это может происходить благодаря описанному выше эффекту взаимной растворимости и благодаря тому, что в пласте все же существует давление, достаточное для "проталкивания" смеси нефть/СО^ (которая теперь имеет пониженную вязкость и (или) плотность по сравнению только с нефтью) к открытым эксплуатационным скважинам (давление в которых значительно ниже по сравнению с пластом). Перемещение нефти к эксплуатационной скважине(ам) может усиливаться из-за возрастания пластового давления, вызванного нагнетанием в пласт СОг (и (или) других
повторно повышающих давление материалов, которые могут нагнетаться, например воды).
По эксплуатационной скважине(ам) нефть (как правило, в смеси нефть, СОг, вода и, возможно, углеводородные газы) поступает на поверхность (что обычно может включать подачу насосом) для обработки, описанной ниже. Содержащий СО2 поток может подаваться в несколько нагнетательных скважин, и картина расположения нагнетательных скважин и эксплуатационных скважин может со временем меняться. Предпочтительная картина может быть составлена на основе известных инженерных моделей, например путем компьютерного моделирования поведения коллектора на основе данных, полученных от датчиков различного типа.
Хотя интенсификация работы нефтяных и газовых скважин была известна ранее, признано, что вторичный метод добычи нефти с использованием СОг очень капиталоемкий, принимая во внимание большую капиталоемкость отдельного проекта, обычно идущую на приобретение нагнетаемого СОг, в особенности имеющего необходимое давление и чистоту. Было подсчитано, что в операциях вторичного метода добычи нефти общая стоимость СО2 (как цена приобретения, так и цена рециклирования) может составлять от 25 до 50% от стоимость барреля добытой нефти. В настоящем изобретении такие ограничения могут быть сняты за счет обеспечения постоянного источника СОг, созданного в непосредственной близости к площадкам нагнетания, и который может быть даже сформирован в скважине для полного исключения расходов на транспортировку СО2. Кроме того, стоимость получения СОг может быть фактически возмещена за счет выработки электроэнергии в предшествующем нагнетанию цикле, как описано выше, и даже в некоторых вариантах выполнения за счет выработки электроэнергии с использованием технологического пара. Более того, что также рассмотрено в данной заявке, стоимость сжигания топлива может быть в значительной мере возмещена путем использования фракций топливных материалов, извлеченных по вторичному методу добычи (включая жидкие и газообразные топливные материалы).
В добавление к высоким предварительным затратам на диоксид углерода, используемый по схеме подача/нагнетание/рециклирование, обычно должен
быть приобретен начальный объем нагнетаемого СОг задолго до того, как начнется рост добычи. Соответственно, возврат инвестиций на вторичный метод добычи нефти с использованием СОг снижается и происходит только постепенно, длительное время и малыми долями. Эти значительные предварительные затраты на бурение скважины, оборудование рециклирования и поставку СО2, задержка по времени ответного возрастания добычи нефти и потенциальный риск встречи с непредвиденными геологическими неоднородностями, существенно снижающими ожидаемую отдачу, привели к тому, что вторичный метод добычи нефти с использованием СО2 многими операторами стал считаться рискованным вложением, в частности на участках и коллекторах, где он ранее не применялся. Кроме того, ранее считалось, что на нефтяных коллекторах, для которых требуются высокие капитальные затраты, и для которых велико отношение затрат на нагнетание СО2 к прибавке в добыче нефти, невозможно обеспечить экономически обоснованный возврат инвестиций без усовершенствования технологии и (или) введения фискальных/налоговых преференций на хранение СОг- Снова нужно сказать, что в настоящем изобретении эти недостатки преодолены, что делает вторичный метод добычи на основе СО2 экономически оправданным и даже имеющим преимущества для широкого диапазона залежей топливных материалов и даже для других видов залежей.
Как уже было отмечено выше, предлагаемые в настоящем изобретении способы и системы могут иметь особое преимущество в свете возможности размещения устройства сжигания в скважине, проходящей в коллектор или пласт. Такие варианты выполнения могут быть особенно эффективными во вторичных методах добычи нефти. В частности, варианты выполнения со скважинной камерой сгорания могут иметь особое преимущество при использовании в пластах, содержащих битум, использовании в нефтеносных песках, при извлечении нефтеносных сланцев и в основном при использовании для тяжелой нефти, то есть нефти, имеющей плотность по шкале Американского нефтяного института (АНИ), ниже 20. В частных вариантах выполнения предлагаемые в настоящем изобретении способы и системы особенно могут использоваться в пластах, содержащих нефть с плотностью по шкале АНИ,
составляющей менее приблизительно 19, менее приблизительно 18, менее приблизительно 17, менее приблизительно 16, менее приблизительно 15, менее приблизительно 14, менее приблизительно 13, менее приблизительно 12, менее приблизительно 11, менее приблизительно 10, менее приблизительно 9 или менее приблизительно 8. Плотность по АНИ может быть непосредственно измерена с использованием плотномера, градуированного в единицах плотности по АНИ, по методике D287 Американского общества специалистов по испытаниям и материалам (ASTM). Альтернативно плотность по АНИ может быть подсчитана по плотности нефти, которая может быть измерена с использованием или гидрометра, как детализировано в методике D1298 ASTM, или по способу осциллирующей U-образной трубки, детально описанному в документе ASTM D4052. Поправка к плотности для разных температур, коррекция на расширение специального стекла и коррекция на сжатие и мениски для непрозрачной нефти подробно расписаны в "Таблицах измерения нефти и нефтепродуктов", конкретизирующих использование документа ASTM D1250. Относительная плотность затем вычисляется по Формуле 1, приведенной ниже, и плотность по АНИ вычисляется по Формуле 2, также приведенной ниже.
SGail= Poil
Рщо Формула 1
141 5
АРЕ gravity 131.5
ь SG Формула 2
Использование скважинной камеры сгорания во вторичном методе добычи залежей топливных материалов из пласта в соответствии с некоторыми вариантами выполнения изобретения проиллюстрировано блок-схемой, представленной на фиг. 1. В частности, на чертеже показано сечение типичной геологической формации, состоящей (сверху вниз) из верхнего почвенного пласта 2, нижнего низкопористого пласта 3 породы (например, сланца), не допускающего существенного проникновения нефти, пласта 4 породы средней плотности, который может быть или не быть проницаемым для нефти, и нефтеносного пласта 5 (например, песчаник или известняк), имеющего пористость, достаточную для удержания нефти и возможно позволяющую
свободное протекание через него к зоне с более низкой плотностью, и еще одного пласта 6 породы со средней пористостью. Понятно, что такая геологическая формация приведена только в качестве примера, и геологические формации, для которых можно извлечь пользу от применения предлагаемых в настоящем изобретении способов, могут иметь больше или меньше пластов с различной конфигурацией, включая перекрещивающиеся пласты. Кроме того, обсуждение, относящееся к нефтеносному пласту, не должно рассматриваться как ограничивающее скважинное сжигание только такими формациями.
Как показано, нагнетательная скважина 100 проникает в разные пласты геологической формации, включая нефтеносный пласт 5. Хотя показана одна нагнетательная скважина, понятно, что может использоваться несколько нагнетательных скважин. Кроме того, нагнетательная скважина может представлять собой существовавший ранее ствол скважины, который, при необходимости, изменен так, чтобы принять скважинную камеру сгорания (или продукты из нее), или может быть специально пробуренной скважиной. Иллюстративная нагнетательная скважина 100 включает направляющую обсадную колонну 101, устьевую колонну обсадных труб 102 и эксплуатационную обсадную колонну 103, каждая из которых может быть зацементирована в требуемом положении. Внутри эксплуатационной обсадной колонны находится рабочий трубопровод 104, используемый для подачи горючих материалов. В некоторых вариантах выполнения рабочий трубопровод может отсутствовать, и подача горючих материалов может производиться через эксплуатационную обсадную колонну. В случаях, когда скважина сформирована специально для скважинного сжигания, соединения обсадных труб могут меняться или вообще отсутствовать. Например, нагнетательная скважина может содержать просто направляющую колонну, устьевую колонну обсадных труб и открытый ствол скважины, проходящий ниже нижнего края устьевой колонны обсадных труб. В представленном иллюстративном варианте выполнения обеспечена нагнетательная пакерная вставка 110, предназначенная для использования в качестве герметичного уплотнения вблизи нижнего края рабочего трубопровода 104, отделяющего верхнюю часть скважины от зоны 112 сжигания, находящейся ниже.
В зоне 112 сжигания располагается камера 300 сгорания, например камера сгорания с транспирационным охлаждением, описанная в данной заявке. Географически камера сгорания совмещена с нефтеносным пластом (или формацией), располагаясь относительно ближе к нижней части пласта. Точное местоположение в пласте может меняться, например быть выше в пласте при предпочтительном перемещении нагнетаемого материала вниз или ниже в пласте при предпочтительном проникновении нагнетаемого материала вверх, и такое местоположение может зависеть от конкретных свойств нагнетаемого материала и конкретных свойств добываемой из пласта залежи. В частных вариантах выполнения может быть предпочтительным использование в качестве нагнетательных одной или нескольких невертикальных скважин. Например, нагнетательная скважина может содержать одну или несколько идущих наискось секций или горизонтальных секций, из которых в пласт может нагнетаться содержащий СОг поток. Аналогично, нагнетательная скважина может содержать один или несколько отводов, которые могут быть вертикальными, горизонтальными или идущими наискось относительно уровня поверхности земли. В других вариантах выполнения камера сгорания или компоненты, направляющие содержащий СОг поток, могут располагаться на рельсах или блоках, или могут использоваться другие механизмы, обеспечивающие их перемещение во всех возможных направлениях. Для изменения направления потока СОг могут также использоваться клапаны, регулирующие поток к различным частям камеры сгорания.
Источник 10 сжигаемого топлива обеспечивает подачу этого топлива в скважину к камере 300 сгорания, например через соответствующий трубопровод или другое подходящее средство доставки. Как дополнительно описано ниже, сжигаемое топливо может быть фракцией добытого из пласта топливного материала. Источник 20 окислителя (представляющий собой блок разделения воздуха, обеспечивающий Ог, например, описанным в данном изобретении способом) подает Ог (предпочтительно в существенно очищенном виде, как описано выше) в скважину к камере сгорания, например, через соответствующий трубопровод или другое средство доставки. Обеспечивается также поток 30 СОг для пропускания через камеру сгорания. В иллюстративном варианте
выполнения поток СОг сводится с потоком Ог от источника окислителя в смесителе 25. Альтернативно поток СОг может поступать непосредственно в камеру сгорания по отдельной линии подачи. Более того, могут использоваться дополнительные или другие устройства смешивания для объединения топлива, окислителя и СОг ДО подачи в камеру сгорания. В вариантах выполнения, в которых СОг после сжигания в основном изолируется в нагнетаемом пласте или не возвращается обратно в способ сжигания, поток СОг может отсутствовать. В данном иллюстративном варианте выполнения система сжигания включает также источник 40 охлаждающей текучей среды, который может, в частности, подавать воду, различные охлаждающие текучие среды (включая СОг) или смеси охлаждающих текучих сред в камеру сгорания через соответствующий трубопровод или другое средство подачи. Охлаждающая текучая среда может, в частности, подаваться в камеру сгорания в качестве текучей среды транспирационного охлаждения. Кроме того, содержащий СОг поток может направляться в камеру сгорания через источник охлаждающей текучей среды (в частности, если СОг может быть предназначен для использования в качестве текучей среды транспирационного охлаждения).
Когда комбинация исходных компонент (то есть Ог, воды, СОг и топлива) подана в камеру сгорания, может производиться сжигание, и продукты горения, выходящие из камеры сгорания могут содержать одну или несколько составляющих из группы, включающей тепло, пар, СОг и побочные продукты реакции, как описано в данной заявке. Камера сгорания может быть описана как имеющая входную зону, в которую доставляются топливо и другие материалы, и выходную зону, из которой поступает проток продуктов горения. Как показано на фиг. 1, эксплуатационная обсадная колонна может иметь одно или несколько перфорационных отверстий 105, которые могут быть расположены в основном в области камеры 300 сгорания или могут быть разнесены по разным местоположениям, соответствующим нефтеносному пласту. Такие перфорационные отверстия могут обеспечивать прохождение потока продуктов горения из скважины в нефтеносный пласт. В других вариантах выполнения эксплуатационная обсадная колонна 103 может отсутствовать, по меньше мере в
нефтеносном пласте, и поток продуктов горения может легко проходить сквозь поры в пласте.
Распространение продуктов горения в продуктивном пласте облегчат добычу пластовых залежей (например, нефти) через одну или несколько эксплуатационных скважин 200. Такое движение продуктов горения и пластовых залежей показано на фиг. 1 группой стрелок. Незакрашенные стрелки относятся к продуктам горения, проступающим в пласт. Постепенно закрашиваемые стрелки относятся к пластовым залежам (например, к нефти), смешанным с СОг и имеющим теперь пониженную вязкость (и опционно повышенную температуру при воздействии пара и (или) повышенное давление), которые устремляются к эксплуатационной скважине. В некоторых вариантах выполнения нагнетательная скважина 100 может быть выполнена с возможностью подачи продуктов горения в первую зону в продуктивном пласте и приема добываемых пластовых залежей во второй зоне продуктивного пласта. Например, нагнетание потока продуктов горения может производиться из эксплуатационной обсадной колонны ниже пакерной вставки 110, а залежи могут поступать в эксплуатационную обсадную колонну выше пакерной вставки через одно или несколько перфорационных отверстий (не показаны) и могут проходить по кольцевому пространству между эксплуатационной обсадной колонной 103 и рабочим трубопроводом 104.
Отдельная эксплуатационная скважина 200, показанная на фиг. 1, включает направляющую обсадную колонну 201, устьевую колонну обсадных труб 202 и эксплуатационную обсадную колонну 203, каждая из которых может быть зацементирована в требуемом положении. В данном варианте выполнения эксплуатационная обсадная колонна проходит только на небольшое расстояние под нижний край устьевой колонны обсадных труб, и, как показано, остальная, лежащая ниже часть скважины просто представляет собой открытый ствол 206 скважины. В других вариантах выполнения эксплуатационная обсадная колонна может проходить дальше вниз по скважине, и открытый ствол скважины фактически может иметь вкладыш или обсадную трубу, которая может иметь перфорационные отверстия или другие каналы, обеспечивающие прохождение добываемых залежей в скважину. Внутри эксплуатационной обсадной колонны находится продуктопровод 204, используемый для подачи извлекаемых залежей
на поверхность и охваченный у своего нижнего края эксплуатационной пакерной вставкой 210.
Поток 250 добываемых залежей, поступивший на поверхность по эксплуатационной скважине 200, может быть подвергнут обработке на одной или нескольких технологически стадиях. Например, поток добываемых залежей может проходить через расширитель 320 для снижения давления потока. Опционно поток с пониженным давлением может проходить через разделительный блок 330, отделяющий поток 332 тяжелой нефти от потока 334 легкого газа. Поток легкого газа может обрабатываться в газовом сепараторе 340, в котором поток 342 углеводородного газа может быть отделен от СОг (и (или) от загрязняющих примесей, например H2S), смешанного с потоком добываемой залежи. Расширенный поток 344 СОг может опционно проходить через турбину 350 для выработки энергии с целью получения электричества (Е), и расширенный поток 30 СОг может поступать в смеситель 25 для объединения с потоком Ог с целью повторного введения в нагнетательную скважину 100. В альтернативных вариантах выполнения любой из потоков 250, 332, 334, 342 и 344 может вводиться непосредственно в систему сжигания, в особенности если любая из промежуточных компонент, таких как компонента изменения давления, разделения или выработки электроэнергии, не нужна или не желательна.
В некоторых вариантах выполнения вместо отделения легких газов такие компоненты могут оставаться в сочетании с потоком СОг и вводится в камеру сгорания. В таком случае требование наличия отдельного источника топлива для камеры сгорания может быть частично или полностью снято. В сущности по предлагаемому в настоящем изобретении способу может производиться сырая нефть для поставки на рынок, а полученные легкие газы могут использоваться как источник топлива для камеры сгорания с выработкой также СОг для выполнения операций вторичного метода добычи нефти. И еще, стадия отделения газа может все же выполняться, и выделенный углеводородный газ может направляться в камеру сгорания как источник топлива. Другие варианты выполнения, относящиеся к разделению компонент извлекаемого потока продукта, также рассмотрены в данной заявке.
В некоторых вариантах выполнения может быть полезным соблюдение пропорции между окислителем и СОг, вводимым в камеру сгорания. Например, количество окислителя, вводимого в камеру сгорания, может быть менее приблизительно 50 масс.% от количества СОг, вводимого в камеру сгорания. В других вариантах выполнения количество окислителя, вводимого в камеру сгорания, может быть менее приблизительно 45 масс.%, менее приблизительно 40 масс.%, менее приблизительно 35 масс.% или менее приблизительно 30 масс.% от количества СОг, вводимого в камеру сгорания. В частных вариантах выполнения количество окислителя, вводимого в камеру сгорания, может составлять приблизительно от 10 до 50 масс.%, приблизительно от 10 до 45 масс.%, приблизительно от 12 до 40 масс.%, приблизительно от 12 до 35 масс.% или приблизительно от 15 до 30 масс.% от количества СОг, вводимого в камеру сгорания.
В некоторых вариантах выполнения может быть особенно необходимым получение значительного потока как составляющей процесса сжигания. В частности, в цикл сжигания может добавляться вода (например, в качестве охлаждающей текучей среды в камере сгорания) и вводиться, в частности, в камеру сгорания как средство транспирационного охлаждения. Таким образом кроме СОг процесс сжигания может также обеспечивать относительно большие объемы пара. В некоторых вариантах выполнения паровая фракция может составлять менее приблизительно 50 масс.%, менее приблизительно 40 масс.%, менее приблизительно 30 масс.%, менее приблизительно 20 масс.%, менее приблизительно 10 масс.% или менее приблизительно 5 масс.% потока продуктов горения. Однако при необходимости (например, в тепловых вторичных методах добычи нефти) паровая фракция может составлять больше 50 масс.% от потока продуктов горения.
В преимущественных вариантах выполнения изобретение может отличаться скважинным использованием камеры сгорания при избытке окислителя (например, Ог или воздуха). В частных вариантах выполнения количество Ог, обеспечиваемое сверх необходимого стехиометрического содержания для сжигания топлива, составляет по меньшей мере приблизительно 0,1 мол.%, по меньшей мере приблизительно 0,2 мол.%, по меньшей мере приблизительно 0,25
мол.%, по меньшей мере приблизительно 0,5 мол.% или по меньшей мере приблизительно 1 мол.%. В других вариантах выполнения избыток Ог над стехиометрическим количеством, необходимым для сжигания топлива, составляет приблизительно от 0,1 до 5 мол.%, приблизительно от 0,15 до 4 мол.%, приблизительно от 0,2 до 3 мол.% или приблизительно от 0,25 до 2,5 мол.%. Количество воздуха, обеспечиваемого сверх стехиометрического содержания, необходимого для сжигания топлива, может достигать сорокакратного превышения. Создание такого стехиометрического превышения может быть полезным для обеспечения полного сжигания углеродного топлива, имеющего те же параметры, которые были описаны выше в связи с возможностью непосредственного приема полученного при интенсифицированной добыче попутного газа. Это предпочтительно, так как может в основном или полностью исключить появление углерода (то есть сажи), который мог бы в значительной мере забивать пласт. Например, обеспечение избытка окислителя может быть эффективным для окисления угля с получением монооксида углерода (СО). В частных вариантах выполнения выработка углерода может быть ограничена так, чтобы поток продуктов горения содержал менее приблизительно 2 масс.%, менее приблизительно 1,5 масс.%, менее приблизительно 1 масс.%, менее приблизительно 0,5 масс.%, менее приблизительно 0,25 масс.% или менее приблизительно 0,1 масс.% дисперсного углерода (или сажи).
Обеспечение избытка окислителя (особенно Ог) противопоказано для скважин нефтяных или природного газа, так как для таких скважин обычно требуется ограничение присутствия Ог очень низкими уровнями, чтобы избежать проблем с нарастанием водорослей или отложением серы. Однако в представленных системах и способах сжигания избыточный кислород обеспечивается как часть высокотемпературного газового потока. В описанных условиях избыток кислорода, оставшийся после сжигания, может быть эффективно удален через побочные реакции с находящимися в коллекторе углеводородами. Например, в таких условиях могут протекать следующие реакции.
Уголь (СНХ) + 02 = СО + 0,5ХН2О
Формула 3
2С0 + 02 = 2С02
Формула 4
С02 + С = 2СО
Формула 5
СО + Н20 - С02 + Н2
Формула 6
Н2 + 02 = Н20
Формула 7
Нефть (СН2)х + 02 = СО + ХН20
Формула 8
Можно ожидать, что реакции по Формулам 4-7 аналогично могут протекать после реакции по Формуле 8.
В добавление к вышесказанному использование скважинной камеры сгорания с вводимым для транспирационного охлаждения потоком воды может иметь особые преимущества для регулирования температуры потока текучей среды, используемой для интенсификации добычи. В частности, содержание воды (и опционно величина потока С02) может подбираться по мере необходимости для непосредственного охлаждения потока продуктов горения до задаваемой пользователем, регулируемой температуры, которая может устанавливаться, исходя из максимальной добычи нефти из конкретного коллектора. Например, температура потока продуктов горения может устанавливаться в диапазоне приблизительно от 100 до 1800°С или в другом диапазоне, рассмотренном в данном описании.
Хотя в предшествующем уровне техники скважинное сжигание уже рассматривалось, эти способы отличаются от представленных в настоящем изобретении, так как сжигание в известных системах не включает указания на то, где могут быть обеспечены достаточно высокие температуры и давления, способствующие сгоранию даже загрязненных топлив, как рассмотрено далее. Кроме того, известные технологии скважинного сжигания обычно требуют применения катализатора на твердом носителе для предотвращения образования сажи и забивания плоскости забоя в нефтеносном пласте. Как уже отмечалось, настоящее изобретение может исключить требование использования таких каталитических систем. Однако, при необходимости, в частных вариантах выполнения согласно настоящему изобретению как при поверхностном сжигании, так и при скважинном сжигании также может использоваться катализатор.
На фиг. 2 представлены частные варианты выполнения, включающие поверхностное сжигание. Можно видеть, что в общем сущность системы и способа аналогична скважинному сжиганию в том, что источник 10 топлива обеспечивает сжигаемое топливо в камеру 300 сгорания, расположенную на поверхности предпочтительно в непосредственной близости к нагнетательной скважине 100. Источник 20 кислорода (в данном иллюстративном варианте выполнения блок разделения воздуха) обеспечивает 02 (предпочтительно в преимущественно очищенном виде, как описано выше) в камеру сгорания. Включен также источник 31 рабочего тела, обеспечивающий в качестве рабочего тела, например, поток С02, пропускаемый через камеру сгорания. Опционно в камеру сгорания может подаваться другая охлаждающая среда, например вода. Охлаждающая среда и (или) рабочее тело могут, в частности, вводиться в камеру сгорания в качестве текучей среды транспирационного охлаждения рассмотренным выше образом. Смесительные устройства могут использоваться для смешивания топлива, кислорода и С02 до подачи в камеру сгорания.
В качестве примера на фиг. 2 показано сечение типичной геологической формации, состоящей (сверху вниз) из верхнего почвенного пласта 2, пласта 3 породы низкой пористости (например, сланца), коллектора ископаемого топлива и (или) пласта 7 угольной залежи , содержащей метан и, возможно, другие легкие углеводородные газы, а также слоя 6 породы средней плотности. Действительное расположение геологических пластов может меняться.
Как показано, нагнетательная скважина 100 проникает в разные пласты геологической формации, включая пласт 7 угольной залежи. Хотя показана одна нагнетательная скважина, понятно, что может использоваться несколько нагнетательных скважин. Кроме того, нагнетательная скважина может представлять собой существовавший ранее ствол скважины, который, при необходимости, изменен так, чтобы способствовать прохождению потока С02, или может быть специально пробуренной скважиной. Иллюстративная нагнетательная скважина 100 включает направляющую обсадную колонну 101, устьевую колонну обсадных труб 102 и эксплуатационную обсадную колонну
103, каждая из которых может быть зацементирована в требуемом положении. Внутри эксплуатационной обсадной колонны проходит рабочий трубопровод
104, включающий центральную трубу 115, служащую для нагнетания
103,
содержащего С02 потока в скважину. В некоторых вариантах выполнения рабочий трубопровод может отсутствовать, и подача содержащего С02 потока может производиться только через центральную трубу. В представленном иллюстративном варианте выполнения обеспечена нагнетательная пакерная вставка 110, предназначенная для использования в качестве герметичного уплотнения вблизи нижнего края рабочего трубопровода 104, отделяющего верхнюю часть скважины от зоны 113 нагнетания, находящейся ниже.
Как показано на фиг. 2, эксплуатационная обсадная колонна 103 может включать одно или несколько перфорационных отверстий 105, расположенных в разных местоположениях внутри пласта угольной залежи. Такие перфорационные отверстия могут обеспечивать прохождение потока продуктов горения из скважины в угольный пласт. В других вариантах выполнения эксплуатационная колонна 103 может отсутствовать, по меньшей мере в пласте угольной залежи, и поток продуктов горения может легко проходить через поры и (или) трещины в угольном пласте.
В частных вариантах выполнения может быть предпочтительным использование в качестве нагнетательных одной или нескольких невертикальных скважин. Например, нагнетательная скважина может содержать одну или несколько идущих наискось секций или горизонтальных секций, из которых в пласт может нагнетаться содержащий С02 поток. Аналогично, нагнетательная скважина может содержать один или несколько отводов, которые могут быть вертикальными, горизонтальными или идущими наискось относительно уровня поверхности земли. Нагнетание может быть безвихревым или поступательным, осевым и вращательным.
При работе источник 10 топлива обеспечивает горение в камере 300 сгорания, например, подавая топливо по соответствующему трубопроводу или через другое средство доставки, и этим топливом может быть фракция топливного материала, извлеченного из пластовой залежи. Источник 20 кислорода (например, разделительный блок) обеспечивает 02 (предпочтительно в основном в очищенном виде, как описано выше) в камеру сгорания, например, по соответствующему трубопроводу или через другое средство доставки. Обеспечивается также поток 31 С02 для пропускания через камеру сгорания. В
иллюстративном варианте выполнения поток С02 предпочтительно служит рабочим телом и (или) охлаждающей текучей средой, и (или) транспирационной текучей средой. При необходимости, могут быть использованы другие рабочее тело и (или) охлаждающая текучая среда, и (или) транспирационная текучая среда (которые могут быть одной и той же текучей средой), и могут быть обеспечены отдельные источники для каждого потока. Смесительное устройство может использоваться для смешивания топлива, кислорода и С02 до подачи в камеру сгорания.
Камера 300 сгорания содержит выходную часть, из которой поступает поток продуктов горения, который может рассматриваться как содержащий С02 поток. С02 может находиться в уже описанном выше состоянии. Поток продуктов горения вводится в турбину 350 для выработки электричества (Е), и выходной поток турбины направляется или для дальнейшей обработки, или в нагнетательную скважину. Компоненты 375 обработки могут включать один или несколько теплообменников, разделительный блок (например, для удаления воды или остатков загрязняющих примесей), компрессор, расширитель и блок охлаждения. Содержащий С02 поток, выходящий или из турбины, или из компоненты обработки, по меньшей мере частично направляется в скважину через центральную трубу 115 и поступает в пласт 7 угольной залежи через перфорационные отверстия 105 в эксплуатационной обсадной колонне 103.
Распространение продуктов горения в угольном пласте облегчат добычу пластовых залежей (например метана) через одну или несколько эксплуатационных скважин 200. Такое продвижение продуктов горения и пластовых залежей показано на фиг. 2 группой стрелок. Незакрашенные стрелки относятся к содержащему С02 потоку, поступающему в пласт. Постепенно закрашиваемые стрелки представляют пластовые залежи (например, метан), смешивающиеся с С02 и (или) просто вытесняемые С02, которые поступают в эксплуатационную скважину. В некоторых вариантах выполнения нагнетательная скважина 100 может быть выполнена с возможностью подачи продуктов горения в первую зону в продуктивном пласте и приема добываемых пластовых залежей во второй зоне продуктивного пласта. Например, нагнетание потока продуктов горения может производиться ниже пакерной вставки ПО, а
залежи могут поступать в эксплуатационную обсадную колонну выше пакерной вставки через одно или несколько дополнительных перфорационных отверстий (не показаны) и могут проходить по кольцевому пространству между эксплуатационной обсадной колонной 103 и рабочим трубопроводом 104.
Отдельная эксплуатационная скважина 200, показанная на фиг. 2, включает направляющую обсадную колонну 201, устьевую колонну обсадных труб 202 и эксплуатационную обсадную колонну 203, каждая из которых может быть зацементирована в требуемом положении. В данном варианте выполнения эксплуатационная обсадная колонна проходит только на небольшое расстояние под нижний край устьевой колонны обсадных труб, и, как показано, остальная, лежащая ниже часть скважины просто представляет собой открытый ствол 206 скважины. В других вариантах выполнения эксплуатационная обсадная колонна может проходить дальше вниз по скважине, и открытый ствол скважины фактически может иметь вкладыш или обсадную трубу, которая может иметь перфорационные отверстия или другие каналы, обеспечивающие прохождение добываемых залежей в скважину. Внутри эксплуатационной обсадной колонны находится продуктопровод 204, используемый для подачи извлекаемых залежей на поверхность и охваченный у своего нижнего края эксплуатационной пакерной вставкой 210, обеспечивающей уплотнение.
Извлеченный поток 251 метана, поступивший на поверхность эксплуатационной скважины 200, может пройти одну или несколько стадий обработки, и весь или часть потока метана может быть направлена обратно в систему сжигания. Например, извлеченный поток залежи может быть пропущен через один или несколько расширителей для снижения давления потока, один или несколько разделительных блоков для отделения чистого метана с целью поставки на продажу и (или) отделения другого потока углеводородного газа от С02 (и (или) загрязняющих примесей, например H2S) и через дополнительную электрогенерирующую турбину, которые все описаны в связи с фиг. 1. Как показано на фиг. 2, часть потока 251 метана может быть направлена к источнику топлива. Эта часть может представлять собой смесь одного или нескольких углеводородных газов и может включать загрязняющие примеси, содержащиеся в потоке метана. Другая часть потока метана может быть направлена к
источнику рабочего тела. Эта часть может представлять собой отделенный поток С02 и может включать загрязняющие примеси, содержащиеся в потоке метана.
Выбор использования поверхностного сжигания или скважинного сжигания зависит от различных факторов, включая вид добываемого материала и физические параметры формации. Как правило, обе системы могут использоваться для интенсификации добычи пластовых залежей в виде флюидов, например, газообразных углеводородов, нефтей с низкой вязкостью и даже нефтей с высокой вязкостью. Для нефтей с очень высокой вязкостью и других углеводородов с высокой вязкостью (например, битума, нефтеносных песков и сланцевой нефти) могут иметь преимущество системы скважинного сжигания благодаря возможности легкого обеспечения высокотемпературного потока продуктов горения, который может содержать значительную долю пара, обладающего преимуществом в повышении текучести таких материалов с высокой вязкостью.
Как при поверхностном сжигании, так и при скважинном сжигании может использоваться широкое разнообразие сжигаемых топлив. В частности, могут использоваться газообразные углеводороды и жидкая нефть, и сжигаемое топливо может быть по меньшей мере частично сформировано из топливного материала, добытого предлагаемыми способами. Способы сжигания могут в качестве сжигаемого топлива включать твердые топлива. Например, может использоваться уголь, предпочтительно в сыпучем или псевдоожиженном состоянии. В таких вариантах выполнения может быть эффективным, чтобы системы включали несколько камер сгорания.
Например, на фиг. 3 приведен частичный вид для варианта выполнения поверхностного сжигания с фиг. 2, измененного введением камеры 600 сгорания с неполным окислением. На фиг. 3 изображено сечение типичной геологической формации, состоящей (сверху вниз) из верхнего почвенного пласта 2, пласта 3 породы с низкой пористостью (например, сланца) и коллектора 8 топливного материала. Как и на предыдущих чертежах, показана нагнетательная скважина 100, проходящая через разные пласты геологической формации, включая пласт 8 топливного материала. Хотя показана одна нагнетательная скважина, понятно, что может использоваться несколько нагнетательных скважин. Кроме того, нагнетательная скважина может представлять собой существовавший ранее
ствол скважины, который, при необходимости, изменен так, чтобы способствовать прохождению потока СО2, или может быть специально пробуренной скважиной. Иллюстративная нагнетательная скважина 100 включает направляющую обсадную колонну 101, устьевую колонну обсадных труб 102 и эксплуатационную обсадную колонну 103, каждая из которых может быть зацементирована в требуемом положении. Внутри эксплуатационной обсадной колонны проходит рабочий трубопровод 104, включающий центральную трубу 115, служащую для нагнетания содержащего СОг потока в скважину. В некоторых вариантах выполнения рабочий трубопровод может отсутствовать, и подача содержащего С02 потока может производиться только через центральную трубу. Настоящие варианты выполнения могут включать одну или несколько эксплуатационных скважин, таких как показаны на фигурах 1 и 2.
Как показано на фиг. 3, твердое угольное топливо 1010 подается в камеру 600 сгорания с неполным окислением, которая представляет собой первую из камер в последовательности. Хотя варианты выполнения рассматриваются применительно к углю, понятно, что, при необходимости, может использоваться любое другое твердое топливо. Предпочтительно твердое топливо, например уголь, может быть измельчено, например, при пропускании через размольное устройство. Это может выполняться на месте, или твердое угольное топливо может обеспечиваться в предварительно измельченном виде. В частных вариантах выполнения твердое топливо может обеспечиваться со средним размером частиц приблизительно от 10 до 500 мкм, приблизительно от 25 до 400 мкм или приблизительно от 50 до 200 мкм. Порошкообразный уголь может смешиваться с псевдоожижающей субстанцией для получения угля в виде суспензии (которая может быть суспензией на основе С02).
Кроме твердого угольного топлива 1010 в камеру 600 сгорания с неполным окислением могут подаваться О2 от источника 20 кислорода и СО2 от источника 31 рабочего тела. Опционно СОг может служить источником псевдоожижающей среды. СО2 может также использоваться для охлаждения камеры 600 сгорания с неполным окислением. Предпочтительно используемое количество СО2 достаточно для снижения температуры потока продуктов горения с неполным
окислением, выходящего из камеры сгорания с неполным окислением, так чтобы присутствующий шлак мог находиться в твердом состоянии, пригодном для безопасного удаления. Соответственно, С02, уголь и 02 могут обеспечиваться в камеру сгорания с неполным окислением в таких соотношениях, чтобы уголь окислялся только частично с получением потока продуктов неполного сгорания, содержащего С02 наряду с одной или несколькими компонентами из группы, включающей Н2, СО, СН4, H2S и NH3. Предпочтительно, чтобы С02, уголь и 02 могли вводиться в камеру 600 сгорания с неполным окислением в необходимом соотношении, так чтобы температура потока продуктов горения с неполным окислением была достаточно низкой для того, чтобы весь присутствующий в потоке в виде твердых частиц шлак мог быть легко удален одним или несколькими сепараторами и (или) фильтрами, например циклонными фильтрами. На фиг. 3 показан шлак, удаляемый через фильтр 650. В частных вариантах выполнения температура потока продуктов горения с неполным окислением может составлять менее приблизительно 1100°С, менее приблизительно 1000°С, менее приблизительно 900°С, менее приблизительно 800°С или менее приблизительно 700°С. В других вариантах выполнения температура потока продуктов горения с неполным окислением может составлять приблизительно от 300 до 1000°С, приблизительно от 400 до 950°С или приблизительно от 500 до 900°С. Отфильтрованный поток продуктов горения с неполным окислением, выходящий из фильтра 650, может быть непосредственно введен в камеру 300 сгорания с транспирационным охлаждением. Этот ввод обеспечивается вместе с потоком 02 от источника 20 кислорода и рециклированным рабочим телом на основе С02 от источника 31 рабочего тела. Смешивание в этом месте может производиться так же, как описано в данной заявке. Горючие материалы, входящие в поток продуктов горения с неполным окислением, сжигаются в камере 300 сгорания в присутствии 02 и С02 с обеспечением потока продуктов горения, содержащего С02. Этот поток может расширяться в турбине 350 с получением электроэнергии (например, с помощью генератора). Выходной поток турбины может пропускаться через одну или несколько компонент 375 обработки и вводиться в центральную трубу 115 для нагнетания в скважину. Конечно, должно быть
понятно, что такие варианты с неполным окислением могут быть также применимы в вариантах скважинного сжигания, описанных, в частности, в связи с фиг. 1.
Настоящее изобретение также обеспечивает общее усовершенствование методов изменения свойств пластовых флюидов с помощью С02, известных в предшествующем уровне техники. Так как сформированный и используемый содержащий С02 поток является потоком продуктов горения, он может также обеспечивать значительное количество тепла в пласт. Следовательно, полученная при сжигании теплота может быть передана пласту, и такая теплота может способствовать интенсификации добычи имеющихся в пласте залежей, в особенности залежей ископаемого топлива. При необходимости, содержащий С02 поток может быть даже обеспечен при температуре, достаточной для облегчения расщепления углеводородов с длинной цепью, таких как содержащаяся в пласте сырая нефть. Это может быть особенно полезным при интенсификации добычи нефтей с высокой вязкостью и даже других залежей с высокой вязкостью.
В любых предлагаемых в изобретении системах и способах, которые могут использоваться согласно настоящему изобретению, поток продукта, извлекаемый из эксплуатационной скважины или скважин, как правило, содержит смесь веществ. Например, добываемые ископаемые залежи могут содержать (и в некоторых случаях даже в больших количествах) фракцию сернистого водорода. Аналогично, С02, проходящий сквозь пласт в извлекаемый поток, обычно должен быть удален для обеспечения пригодного для продажи ископаемого топлива. В настоящем изобретении, в котором применяется процесс сжигания для обеспечения содержащего С02 потока, используемого во вторичном методе добычи, могут быть ослаблены или исключены эффекты присутствия загрязняющих примесей в потоке добываемого ископаемого топлива. Например, так как процесс сжигания может быть объединен с высокоэффективным и чистым сверхкритическим циклом, в котором используется С02 в качестве рабочего тела (так, как описано выше), такой цикл может выполняться при потоках топлива, содержащих большую составляющую серных соединений (и других загрязняющих примесей). Соответственно, в
процессе сжигания в качестве топлива могут использоваться смеси ископаемых топлив, СО2, H2S и других загрязняющих примесей, даже если С02, H2S и (или) другие загрязняющие примеси составляют значительную часть. Поэтому в качестве примера непосредственно в цикл выработки электроэнергии могут вводиться различные комбинации нефти, легких газов, С02, сернистых соединений и других загрязняющих примесей для использования при сжигании и выработке энергии при получении дополнительного С02 и электричества. Аналогично, в вариантах выполнения, связанных со скважинным сжиганием при высоких давлении и температуре, вводимое в процесс сжигания топливо может представлять собой от в основном чистого углеводорода до смеси одного или нескольких углеводородных топлив с различными загрязняющими примесями во многих комбинациях. Другими словами, предлагаемый в изобретении процесс сжигания, при котором вырабатывается С02 для нагнетания во вторичных методах добычи, может проводиться беспрепятственно даже в присутствии значительных количеств загрязняющих примесей.
Часть добытого потока, используемого в качестве сжигаемого топлива в камере сгорания для получения дополнительного С02 для вторичного метода добычи (и опционно для выработки электроэнергии), может меняться в зависимости от вида формации и подлежащих продаже материалов, которые могут быть извлечены из потока. Например, во вторичном методе добычи нефти извлеченный поток содержит сырую нефть и, возможно, воду, газообразные углеводороды и (или) H2S. В некоторых вариантах выполнения может быть эффективным, чтобы в качестве сжигаемого топлива использовалась сырая нефть. Как правило, такое использование происходит после того, как поток добытой нефти пройдет стадии разделения, необходимые для извлечения других компонент потока, таких как природный газ и (или) вода.
Если добываемый поток, содержащий сырую нефть, содержит также значительную фракцию газообразных углеводородов, могут применяться специальные стадии обработки для отделения газообразных углеводородов от сырой нефти. Газообразные углеводороды (в том числе различные загрязняющие примеси, заключенные в них) могут использоваться в качестве сжигаемого топлива. В частных вариантах выполнения газообразные углеводороды (которые
могут в основном состоять из метана как основной газообразной углеводородной компоненты) могут содержать значительное количество H2S. Настоящее изобретение особенно эффективно тем, что сернистый нефтяной газ может непосредственно направляться в камеру сгорания без необходимости в очищении от серы (то есть без удаления значительных количеств H2S), хотя операция очищения от серы не обязательно исключается. Предпочтительно сжигание может проводиться с использованием сернистого нефтяного газа без реального снижения эффективности цикла сжигания (эффективность определяется как отношение фактически выработанной электроэнергии к теоретической выработке электроэнергии для низшей теплотворной способности топлива на основе природного газа). Это иллюстрируется фиг. 4, на которой эффективность выработки электроэнергии путем сжигания природного газа представлена как функция от содержания сернистого нефтяного газа в первичном потоке добытой сырой нефти. Можно видеть, что эффективность по поданному на вход материалу (то есть эффективность, основанная на общем количестве поданного топлива, включая природный газ и H2S) остается в основном постоянной при росте содержания H2S, отражая то, что наличие H2S не снижает эффективность процесса. Однако наличие сернистого нефтяного газа может рассматриваться как преимущество по сравнению с использованием чистого природного газа, так как эффективность по топливу (то есть эффективность, основанная только на потенциально возможной выработке электроэнергии для природного газа) фактически демонстрирует небольшой рост по мере увеличения содержания H2S. Причина в том, что фактическое количество сжигаемого природного газа уменьшается с ростом содержания H2S при отсутствии, в основном, потери в фактической выработке электроэнергии. Таким образом сжигание H2S как компоненты извлеченного потока природного газа может действовать как упрощенное средство удаления H2S. Например, поток природного газа, содержащего H2S, может вводиться в камеру сгорания вместе с окислителем и опционно с С02 (который может по меньшей мере частично присутствовать в потоке природного газа в добавление к H2S). Поток продуктов горения (в котором H2S превращен в SO3 за счет реакции с
кислородом в камере сгорания) может быть пропущен через турбину для выработки электроэнергии (например, с помощью электрогенератора, соединенного с турбиной) и затем через теплообменник для снижения температуры потока. Охлажденный поток (например, до температуры менее приблизительно 90°С, менее приблизительно 50°С или менее приблизительно 30°С) может иметь давление, составляющее более приблизительно 8 МПа, более приблизительно 12 МПа или более приблизительно 15 МПа. Этот поток может быть затем пропущен через один или несколько разделительных блоков, таких как конденсационный сепаратор и кислотный реактор, в которых сера, первоначально введенная в виде H2S, удаляется в виде серной кислоты в кислотном реакторе.
Хотя извлеченный поток ископаемого топлива может содержать одну или несколько загрязняющих примесей (включая С02), в разных вариантах выполнения предлагаемые в изобретении системы и способы могут отличаться тем, что во внешнюю среду выводятся только одно или несколько разделенных топлив (которые выбраны для продажи или непосредственного использования), электричество и регулируемый, безопасный поток отходов, которые также собираются и безопасно удаляются из системы. Это может быть обеспечено специальной обработкой, которая может быть применена к излеченному потоку ископаемого топлива, и которая может проводиться в соответствие с фактическим составом потока.
Например, извлеченный поток может содержать в основном только топливный материал и С02. Как описано выше, такая смесь материалов может пройти через процесс разделения с целью извлечения топливных материалов, которые могут быть сконденсированы при заданном давлении или находиться в жидком состоянии при окружающих условиях. Следовательно, может быть получен пригодный для продажи поток жидкого топливного материала. Остальная часть потока может состоять в основном из топливного материала (в частности, из легких углеводородов или газообразных углеводородов) и С02, и этот поток может непосредственно использоваться в качестве сжигаемого топлива в заданном процессе горения. Таким образом данный процесс сжигания может отличаться повторным использованием практически 100% общего С02,
содержащегося в подводимом топливе (включая возврат СОг), то есть практически нулевым выбросом С02 в атмосферу. Кроме того, так как рециклированная смесь С02 и газообразных углеводородов может направляться непосредственно в процесс сжигания, нет необходимости в отделении С02 от углеводородов с низкой молекулярной массой, например, с использованием процесса абсорбции, физического разделения или комбинированного растворения, требуемых в предшествующем уровне техники.
В некоторых вариантах выполнения предлагаемый в изобретении процесс добычи нефти может включать выход из скважины флюида под высоким давлением, которое должно быть понижено для разделения фракции жидкой нефти и потока газа. Такая ситуация рассмотрена выше в связи с вариантом выполнения со скважинным сжиганием, но такое решение может быть применимо также к системам и способам с поверхностным сжиганием.
Понижение давления для разделения фракций жидкой нефти и фракций газообразных углеводородов (которые обычно включают фракцию С02) может быть выполнено в несколько стадий с отделением газа на каждой стадии, при котором минимизируется затрата энергии на повторное его сжатие. Снижение давления на этих стадиях имеет также то преимущество, что происходит фракционирование выделяющегося газа наиболее регулируемым способом, что позволяет выделить газ для коммерческих поставок. Это может быть особенно полезным, когда один или несколько выделенных газов имеют коммерческую ценность. Газовый поток, отобранный при определенном уровне давления, может быть затем собран в отличие от рециклированного газа, направляемого в процесс сжигания. Оставшийся газ может содержать очень большую часть С02. Таким образом в изобретении могут быть преодолены ограничения, присущие предшествующему уровню техники, то есть требование того, чтобы извлеченный поток газообразных углеводородов обрабатывался в таких технологических установках, как реализующие бишофитно-содовый процесс или процесс низкотемпературного разделения, для получения подаваемого в трубопровод природного газа, сжиженного пропана и фракции С02, повторно используемой в способах добычи.
Во вторичных способах добычи нефти обычно поток извлекаемой залежи содержит смеси сырой нефти, газообразных углеводородов (например, метана) и воды в различных пропорциях в зависимости от конкретной природы формации. В некоторых вариантах выполнения для разделения компонент извлеченного потока могут использоваться известные технологии и процессы. Поэтому предпочтительные процедуры выделения требуемых фракций могут быть определены как объединение процедур, представленных в данном изобретении и, при достижении преимуществ, известных в предшествующем уровне техники. В качестве примера, может быть желательным, чтобы процесс разделения компонент извлеченного потока проводился в предпочтительном температурном диапазоне, например, приблизительно от 10 до 50°С, приблизительно от 15 до 40°С или при температуре окружающей среды на поверхности в месте расположения формации. Другие температуры проведения процесса не исключаются и в некоторых вариантах выполнения могут быть предпочтительными. Однако должно быть понятно, что следующее рассмотрение, касающееся процесса сжатия, может меняться в зависимости от точной температуры извлеченного потока. Соответственно, в некоторых вариантах выполнения может быть желательным, чтобы извлеченный поток находился при температуре, регулируемой до разделительной стадии с падением давления или даже во время стадий снижения давления (например, температура увеличивалась или снижалась до перехода потока от одного технологического давления к другому, отличному технологическому давлению).
В качестве примера, извлеченный поток, содержащий смесь нефти/газа/воды, может поступать под давлением, большим приблизительно 60 бар (6 МПа), большим приблизительно 75 бар (7,5 МПа), большим приблизительно 90 бар (9 МПа) или большим приблизительно 100 бар (10 МПа). Если поток обрабатывается при температуре, составляющей приблизительно от 15 до 40°С, давление потока может быть сначала снижено приблизительно до 50 бар (5 МПа). При таком давлении компоненты, которые можно выделить из смеси в газообразном состоянии, включают СН4, С2Н2, С2Н4, Нг, Аг, N2 и Не. Аналогично, при этом давлении в основном весь СОг, присутствующий в потоке, может быть выделен в виде газа. Затем давление потока может быть уменьшено приблизительно до 7 бар (0,7 МПа). При таком давлении компоненты, которые
можно выделить из смеси в газообразном состоянии, включают С2Нб, все соединения Сз (например, СзНв) и H2S. Далее давление может быть снижено приблизительно до 2 бар (0,2 МПа). При таком давлении компоненты, которые можно выделить из смеси в газообразном состоянии, включают все соединения С4 (например, С4Н10) и дополнительный H2S. После этого извлеченный поток состоит главным образом из воды, нефти и некоторого количества остаточного H2S (хотя может быть вплоть до 3 г/л H2S, растворенного в воде при этих температуре и давлении, и нефтяная фракция может также содержать остаточные количества H2S, растворенного в ней). Давление такой смеси может быть снижено до окружающего давления в данном месте, и смесь может быть обработана в сепараторе нефть/вода. Извлеченная нефть, при необходимости, может быть направлена в резервуары, трубопровод или другое хранилище или средство транспортирования. Отделенную воду можно повторно нагнетать в тот же пласт или в другой пласт, или ее можно сохранять или транспортировать с площадки.
Понятно, что могут применяться и дополнительные и (или) отличные стадии снижения давления для выделения определенных компонент извлеченного потока. Кроме того, в свете настоящего изобретения охвачена также и любая комбинация стадий снижения давления, которую можно себе представить. Как только определен химический состав извлеченного потока, вышеприведенная схема может быть конкретизирована под определенный химический состав для выделения, при желании, определенных компонент извлеченного потока.
В некоторых вариантах выполнения может быть предпочтительным выделение из извлеченного потока продукта потока газообразного метана (или потоков, содержащих метан и (или) другие газообразные углеводороды, включая смеси газообразных соединений, которые могут быть с коммерческой точки зрения приравнены к природному газу). Такой извлеченный поток продукта может представлять собой поток сырой нефти, содержащий газовую фракцию, как рассмотрено выше. В таких вариантах выполнения описанная выше фракция, находящаяся под высоким давлением, может быть отобрана и подвергнута дальнейшей обработке с целью выделения одного или нескольких потоков
необходимого продукта. В других вариантах выполнения извлеченный поток продукта может содержать в основном газообразные материалы, такие как полученные при интенсифицированной добыче из пласта, содержащего природный газ, или при интенсифицированной разработке содержащего метан угольного пласта. В таких вариантах выполнения извлеченный поток может содержать метан, другие газообразные флюиды и (или) нетопливные газы, такие как инертные газы или С02. В некоторых вариантах выполнения разделение газообразных компонент может быть обеспечено известными технологиями в свете настоящего изобретения.
В приводимом в качестве примера варианте выполнения извлеченный поток продукта, содержащий такие материалы, как СН4, С2Н2, С2Н4, Н2, Аг, N2, Не и СОг, может быть разделен на три потока. Первый поток может содержать такие компоненты, как Аг, N2, Не и Н2. Второй поток может содержать главным образом СН4 и, возможно, небольшие количества С2Н2, С2Н4, СгНб, и С3 углеводородов (смесь которых может считаться потоком природного газа). Третий поток может содержать главным образом С2Н2 и С2Н4 и может содержать небольшие количества СгНб и С3 углеводородов. Приведенная выше процедура разделения может выполняться при достаточно низких температурах, например приблизительно от -150 до -100°С. В таких условиях может быть использовано разное давление газовых паров, чтобы произвести перегонку. Разность температур и давлений может быть использована для того, чтобы выполнить перегонку, что зависит от состава потока сырой нефти и желательной чистоты потока продукта в виде природного газа (или потока другого газообразного продукта). Такие условия могут устанавливаться в соответствии с настоящим изобретением и процедурами перегонки, известными в предшествующем уровне техники.
Объединение с компонентами выработки электроэнергии может быть полезным для обеспечения электричества для сетевого распределения и (или) внутреннего использования. Сопутствующие компоненты энергетического цикла могут действовать в основном как улавливатели всех загрязняющих побочных продуктов (например, серы, азота, шлака, тяжелых металлов и т.п.) и переводить их в более полезные и легко продаваемые или удаляемые формы. Сера может
превращаться в серную кислоту; азотные соединения могут превращаться в азотную кислоту; металлы могут превращаться в соли металлов; шлак может превращаться в невыщелачиваемый шлак. В различных вариантах выполнения выходная мощность может меняться от небольшого процента от энергии, заключенной в добытом материале, до большой процентной доли. В случае угля это может быть 100%, когда электричество более ценно, чем уголь, до тех пор, пока уголь не превращается в жидкие топлива, такие как бензин, и тогда выработка электричества может ограничиваться только питанием технологических систем. Это может составлять приблизительно от 10 до 50%, приблизительно от 15 до 40%, приблизительно от 20 до 35% от общей энергии, заключенной в добытом топливном материале. В вариантах выполнения, в которых продукт представляет собой нефть, выработка электроэнергии может быть сведена к минимуму, необходимому только для работы соответствующих систем. Например, во вторичных методах добычи нефти приблизительно от 1 до 10%, приблизительно от 1 до 7% или приблизительно от 2 до 5% общей энергии, заключенной в добытой нефти, может преобразовываться в энергию на месте.
Таким образом, как описано выше, в настоящем изобретении обеспечивается процесс, в котором вырабатывается поток чистого С02 под высоким давлением, предназначенный для нагнетания в пласт с целью интенсифицированной добычи из него залежей, в частности залежей ископаемого топлива. Хотя процесс сжигания может требовать ввода углеводородного материала (включая нефть, природный газ и т.п.), получаемый поток С02 может содержать в основном весь С02, который присутствовал в ископаемом топливе, подаваемом в камеру сгорания. Следовательно, предлагаемые способы могут отличаться сжиганием топлива для интенсифицированной добычи дополнительного ископаемого топлива. Предпочтительно количество ископаемого топлива, добытого предлагаемым способом, может существенно превышать количество топлива, вводимого в систему сжигания, так что применение этих способов и систем имеет экономические преимущества во вторичных методах добычи ископаемого топлива. Кроме того, в основном весь С02, выработанный в процессе сжигания, используется повторно как компонента потока, полученного из одной или нескольких эксплуатационных скважин, изолируется в пласте, в который он
нагнетался, или используется обоими путями. Во всяком случае С02, полученный непосредственно в процессе горения, сохраняется с параметрами, обозначенными в способе, так чтобы быть изолированным, повторно использоваться в процессе сжигания или иным образом задерживаться.
В качестве примера предлагаемая в изобретении система сжигания может содержать камеру сгорания, сообщающуюся с устройством выработки электроэнергии, например с турбиной. Топливо может сжигаться в камере сгорания, и полученный, содержащий С02 поток продуктов горения может проходить через турбину, в которой этот поток расширяется, вырабатывая энергию. Затем расширенный, содержащий С02 поток может проходить через трубопровод или другое подходящее устройство, сообщающееся с турбиной, в нагнетательную скважину, проходящую в пласте, содержащем ископаемое топливо, при этом трубопровод опционно проходит на некоторое расстояние вниз в нагнетательную скважину. Нагнетаемый, содержащий С02 поток распространяется сквозь содержащий ископаемое топливо пласт, интенсифицируя добычу из него ископаемого топлива в соответствии с описанными выше способами. По мере распространения содержащего С02 потока сквозь пласт смесь ископаемого топлива и С02 из потока может перемещаться к зоне низкого давления, например к эксплуатационной скважине, и объединенный поток С02/ископаемое топливо может быть выведен из эксплуатационной скважины. На производственной площадке предлагаемая в изобретении система может включать трубопровод, сообщающийся с эксплуатационной скважиной и подающий добытые залежи к одной или нескольким дополнительным компонентам, сообщающимся с ним. Такие дополнительные компоненты уже рассмотрены выше.
Как было отмечено, способы и устройства могут быть подстроены под конкретные требования, соответствующие залежам, добываемым из пласта. Например, при добыче ископаемых топлив, характеристики системы и способа, предлагаемых в изобретении, могут быть специально подобраны с применением дерева альтернатив, в котором учитываются следующие факторы:
является ли предпочтительным для интенсификации добычи из формации такой природы и с такими физическими параметрам использование поверхностного сжигания или скважинного сжигания ;
является ли предпочтительной подача С02 в пласт в газообразном состоянии или в сверхкритическом состоянии;
желательно ли, чтобы содержащий С02 поток содержал также пар или другой материал, эффективный для интенсифицированной добычи ископаемого топлива;
желательно ли, чтобы поток продуктов горения сначала использовался в способе выработки электроэнергии до нагнетания в пласт;
желательно ли, чтобы выполнялась корректировка давления и (или) температуры потока продуктов горения до нагнетания его в пласт; и
необходимо ли фильтровать или иным образом отделять одну или несколько компонент от потока продуктов горения до нагнетания его в пласт.
Особое преимущество настоящего изобретения определяется возможностью использования всего или части добытого ископаемого топлива в качестве топлива для камеры сгорания. Это может вообще исключить необходимость в подаче топлива от внешнего источника на площадку сжигания. Вид топлива, пригодного для камеры сгорания, может меняться в зависимости от топлива(ив), присутствующего в пласте, и ожидаемого извлекаемого продукта, что составляет главный экономический показатель скважины или месторождения.
Например, в вариантах вторичного метода добычи нефти поток С02/ископаемое топливо может быть обработан так, чтобы отделить присутствующие жидкую нефть или другие жидкие углеводороды. Может быть применена стадия предварительного снижения давления, как описано выше. Общий газовый поток, выведенный при отделении жидкости, может быть опционно повторно сжат и затем может быть введен непосредственно в процесс сжигания как требуемое для горения топливо или часть его. Если остаточная углеводородная фракция превысит требования на сжигание топлива, могут быть применены дополнительные стадии разделения, как описано выше, для выделения одной или нескольких газовых компонент с целью поставки на продажу.
В качестве еще одного примера пусть в варианте вторичного способа добычи природного газа и (или) в варианте вторичного способа добычи метана из угольного пласта общее количество добытого углеводородного газа (основную часть которого составляет метан) превышает требования по топливу для процесса сжигания. Соответственно, тогда общий добытый поток С02/метана может быть разделен на две или несколько фракций. Одна фракция (представляющая часть общего полученного потока газа) может быть опционно повторно сжата и затем введена непосредственно в процесс сжигания в качестве сжигаемого топлива. Оставшаяся фракция(и) может быть подвергнута воздействию различных разделительных процессов, требуемых для выделения метана (или других пригодных для продажи газов, таких как пропан и бутан) с целью поставок на рынок. Предпочтительно в основном весь СОг будет введен в первую фракцию, используемую в качестве топлива. В таких вариантах выполнения полученный поток метана может быть отведен непосредственно в трубопровод природного газа без необходимости в очистке за исключением случая возможной добычи сжиженного пропана. Аналогично, если вся газовая компонента во вторичном методе добычи нефти используется в качестве сжигаемого топлива, продуктами, получаемыми из системы интенсифицированной добычи нефти, могут быть в основном только нефть, (опционно) сжиженный пропан и (опционно) электричество.
Предлагаемые в изобретении системы и способы могут иметь особые преимущества еще и по другим причинам. Например, предлагаемые системы и способы могут снизить производственные расходы и (или) капитальные затраты, требуемые для добычи ископаемых топлив. Кроме того, в системах и способах могут вырабатываться ценные побочные продукты, включая, но не ограничиваясь этим, электричество, аммиак, нефть, попутный газ, водород, нефтепродукты и производные от них, природный газ, другие ископаемые топлива, термальное тепло, пар и другие материалы, как понятно специалисту, ознакомившемуся с данным описанием. Кроме того, предлагаемые в изобретении способы могут исключить любые запросы на внешний природный газ, жидкое или твердое топливо, которые могут потребоваться для процесса сжигания. И еще, предлагаемые в изобретении способы могут исключить
требование разделения СО2, серы, СО, попутного газа и других загрязняющих примесей.
В частных вариантах выполнения в процессе сжигания, используемом для выработки СО2 согласно настоящему изобретению, все загрязняющие примеси, входящие в извлекаемый поток ископаемого топлива, могут сгорать до состояния, в котором обеспечиваются легко обрабатываемые потоки отходов. Например, все соединения серы могут быть превращены в серную кислоту, которую при минимальных капитальных и производственных затратах можно легко соединить с известняком с образованием пригодного для продажи гипса, или получить из нее твердую серу.
Настоящее изобретение имеет также то преимущество, что может быть обеспечен надежный, постоянный источник чистого С02 для использования в качестве текучей среды во вторичном методе добычи. Направление СО2, полученного как побочный продукт при выработке электроэнергии, во вторичный метод добычи с успехом предотвращает непосредственный выброс его в атмосферу, так как СОг будет предпочтительно заключен в коллектор ископаемого топлива после его накачки с целью увеличения добычи или будет рециклирован через систему сжигания. Количество СОг, заключенного в пласт, может зависеть от растворимости нефти и геологического строения коллектора. СО2, не оставшийся в коллекторе, может быть снова сжат и использован повторно для дополнительно увеличения добычи ископаемого топлива. Отношение рециклированного/нового СОг для нагнетания и, следовательно, количество СО2, задержавшегося в коллекторе, может меняться от О приблизительно до 3 в зависимости от указанных выше параметров, а также срока службы скважины. В некоторых вариантах выполнения средний расход может быть таким, что приблизительно 50 масс.% нагнетаемого СО2 используется повторно, и, следовательно, приблизительно 50 масс.% нагнетаемого СО2 может оставаться в коллекторе, замещая ископаемые топлива, поднятые на поверхность.
Многие модификации и другие варианты выполнения изобретения могут придти на ум специалисту в данной области, которому данное описание предоставляет преимущества, заключающиеся в изложенных в нем идеях и
сопровождающих чертежах. Поэтому должно быть понятно, что изобретение не ограничено конкретными приведенными частными вариантами выполнения и модификациями, и в объем изобретения, определяемый приложенной формулой изобретения, должны быть включены другие частные варианты выполнения. Хотя в данном описании использованы специфические термины, они используются исключительно в общепринятом и описательном смысле, а не в целях внесения ограничений.
ПЕРВОНАЧАЛЬНАЯ ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ добычи залежи топливного материала из пласта, при выполнении
которого:
обеспечивают подачу сжигаемого топлива и окислителя в камеру сгорания с транспирационным охлаждением;
сжигают предназначенное для сжигания топливо с получением содержащего СО2 потока, включающего сверхкритический С02; и
нагнетают по меньше мере часть содержащего СО2 потока в пласт, включающий добываемую залежь топливного материала, так чтобы по меньшей мере часть заключенного в пласте топливного материала и по меньше мере часть потока СО2 поступали из пласта в эксплуатационную скважину.
2. Способ по п. 1, в котором сжигаемое топливо и окислитель обеспечиваются в камеру сгорания с транспирационным охлаждением, расположенную выше поверхности земли.
3. Способ по п. 2, включающий после стадии сжигания и до стадии нагнетания расширение содержащего СО2 потока в турбине с целью выработки электроэнергии с образованием расширенного, содержащего СОг потока.
4. Способ по п. 3, включающий до стадии нагнетания пропускание расширенного, содержащего СО2 потока последовательно через теплообменник, охлаждающий содержащий СОг поток, и через один или несколько сепараторов, удаляющих одну или несколько вторичных компонент, присутствующих в содержащем СОг потоке.
5. Способ по п. 4, включающий до стадии нагнетания разделение содержащего СОг потока на нагнетаемый поток СО2, вводимый в пласт, и рециклированный поток СО2, обеспечиваемый в камеру сгорания с транспирационным охлаждением в качестве рабочего тела.
2.
6. Способ по п. 5, включающий один или несколько шагов сжатия рециклированного потока С02 путем пропускания этого потока через компрессор и нагревания рециклированного потока С02 путем пропускания этого потока через теплообменников котором охлаждался расширенный, содержащий С02 поток.
7. Способ по п. 6, включающий обеспечение рециклированного потока С02 в камеру сгорания в качестве рабочего тела.
8. Способ по п. 7, в котором рециклированный поток С02 обеспечивают в камеру сгорания под давлением, составляющим по меньшей мере приблизительно 2 МПа.
9. Способ по п. 7, в котором по меньшей мере часть рециклированного потока С02 обеспечивают в камеру сгорания как по меньшей мере часть транспирационной текучей среды, используемой для охлаждения камеры сгорания с транспирационным охлаждением.
10. Способ по п. 7, в котором рециклированный поток С02 обеспечивают в камеру сгорания с чистотой, составляющей по меньше мере 95 мол.%.
11. Способ по п. 3, в котором расширенный содержащий С02 поток имеет давление, составляющее по меньшей мере приблизительно 1,5 МПа.
12. Способ по п. 3, в котором содержащий С02 поток, нагнетаемый в пласт, имеет давление, составляющее по меньшей мере приблизительно 7,5 МПа.
13. Способ по п. 3, в котором содержащий С02 поток, нагнетаемый в пласт, включает сверхкритический С02.
14. Способ по п. 3, в котором сжигание производится при температуре, составляющей по меньшей мере приблизительно 400°С.
10.
15. Способ по п. 1, в котором сжигаемое топливо и окислитель обеспечивают в камеру сгорания с транспирационным охлаждением, расположенную в забое скважины, открытом в пласт.
16. Способ по п. 15, включающий обеспечение воды в камеру сгорания с транспирационным охлаждением, так чтобы содержащий С02 поток включал также пар.
17. Способ по п. 16, в котором воду обеспечивают в камеру сгорания с транспирационным охлаждением в качестве текучей среды транспирационного охлаждения.
18. Способ по п. 1, включающий прием из эксплуатационной скважины извлеченного потока, содержащего топливный материал и С02.
19. Способ по п. 18, включающий разделение извлеченного потока на извлеченный поток газа и извлеченный поток жидкости.
20. Способ по п. 19, в котором извлеченный поток газа содержит метан и
С02.
21. Способ по п. 20, в котором извлеченный поток газа содержит одну или несколько компонент из группы, включающей С2 углеводороды, Сз углеводороды и С4 углеводороды.
22. Способ по п. 19, в котором извлеченный поток жидкости содержит нефтепродукты.
23. Способ по п. 22, в котором нефтепродукты включают сырую нефть.
24. Способ по п. 19, в котором извлеченный поток жидкости содержит
псевдоожиженный, твердый топливный материал.
25. Способ по п. 19, включающий направление по меньшей мере части извлеченного потока газа в камеру сгорания в качестве по меньшей мере части сжигаемого топлива.
26. Способ по п. 19, в котором разделение включает пропускание извлеченного потока через по меньшей мере одну стадию снижения давления до заданного уровня, за счет чего отводится одна или несколько фракций газообразного топливного материала, и оставшаяся часть извлеченного потока, находящаяся под заданным давлением, содержит жидкий топливный материал.
27. Способ по п. 26, в котором одна или несколько газообразных фракций топливного материала содержат С02.
28. Способ по п. 27, включающий направление газообразной фракции топливного материала, содержащей С02, в камеру сгорания в качестве по меньшей мере части сжигаемого топлива.
29. Способ по п. 28, включающий пропускание газообразной фракции топливного материала через компрессор, повышающий давление газообразной фракции топливного материала перед введением в камеру сгорания.
30. Способ по п. 26, в котором в результате разделения получают несколько газообразных фракций топливного материала, каждая из которых содержит С02.
31. Способ по п. 29, в котором две или более фракции из группы газообразных фракций топливного материала, содержащих С02, объединяют и направляют в камеру сгорания в качестве по меньшей мере части сжигаемого топлива.
25.
32. Способ по п. 31, включающий пропускание газообразных фракций топливного материала через компрессор, повышающий давление газообразных фракций топливного материала перед введением в камеру сгорания.
33. Способ по п. 31, в котором компрессор представляет собой многоступенчатый компрессор.
34. Способ по п. 27, в котором одна или несколько газообразных фракций топливного материала, содержащих С02, включают по меньшей мере приблизительно 95 масс.% от общего содержания С02 в извлеченном потоке.
35. Способ по п. 19, включающий разделение извлеченного потока газа на извлеченный поток углеводородного газа и извлеченный поток неуглеводородного газа.
36. Способ выработки в скважине содержащего С02 потока, в котором:
обеспечивают подачу сжигаемого топлива и окислителя в камеру сгорания
с транспирационным охлаждением, размещенную в забое скважины, проходящей в пласте, содержащем залежь топливного материала, или вблизи него;
обеспечивают текучую среду транспирационного охлаждения в камеру сгорания;и
сжигают топливо в камере сгорания с транспирационным охлаждением в присутствии текучей среды транспирационного охлаждения с обеспечением содержащего С02 потока из выходной части камеры сгорания под давлением, составляющим по меньшей мере приблизительно 7,5 МПа, и с температурой, составляющей по меньшей мере приблизительно 400°С, при этом содержащий С02 поток включает сверхкритический С02.
37. Способ по п. 36, включающий направление содержащего С02 потока в
пласт, так чтобы содержащий С02 поток, поступающий с выхода камеры
сгорания, внедрялся в пласт и создавал в нем канал.
38. Способ по п. 37, включающий продвижение камеры сгорания по сформированному каналу.
39. Способ по п. 36, включающий нагнетание по меньше мере части содержащего С02 потока в пласт, включающий добываемую залежь топливного материала, так чтобы по меньшей мере часть заключенного в пласте топливного материала и по меньше мере часть потока С02 поступали из пласта в эксплуатационную скважину.
40. Способ по п. 39, включающий прием из эксплуатационной скважины извлеченного потока, содержащего топливный материал и С02.
41. Способ по п. 40, включающий разделение извлеченного потока на извлеченный поток газа и извлеченный поток жидкости.
42. Способ по п. 41, в котором извлеченный поток газа содержит метан и
С02.
43. Способ по п. 41, в котором извлеченный поток жидкости содержит нефтепродукты.
44. Способ по п. 43, в котором нефтепродукты включают сырую нефть.
45. Способ по п. 41, включающий направление по меньшей мере части извлеченного потока газа в камеру сгорания в качестве по меньшей мере части сжигаемого топлива.
46. Способ по п. 41, в котором разделение включает пропускание извлеченного потока через одну или несколько стадий снижения давления до заданного уровня, за счет чего топливный материал, содержащийся в извлеченном потоке, разделяется на одну или несколько газообразных фракций топливного материала и одну или несколько жидких фракций топливного материала под заданным давлением.
43.
47. Способ по п. 46, в котором одна или несколько фракций газообразного топливного материала содержат С02.
48. Способ по п. 47, включающий направление газообразной фракции топливного материала, содержащей С02, в камеру сгорания в качестве по меньшей мере части сжигаемого топлива.
49. Способ по п. 48, включающий пропускание газообразной фракции топливного материала через компрессор, повышающий давление газообразной фракции топливного материала перед введением в камеру сгорания.
50. Способ по п. 47, в котором одна или несколько газообразных фракций топливного материала, содержащих С02, включают по меньшей мере приблизительно 95 масс.% от общего содержания С02, присутствующего в извлеченном потоке.
51. Устройство для выработки в скважине содержащего С02 потока, включающее:
камеру сгорания с транспирационным охлаждением; источник сжигаемого топлива, сообщающийся с камерой сгорания; источник окислителя, сообщающийся с камерой сгорания; источник транспирационного охладителя, сообщающийся с камерой сгорания;
отсек в камере сгорания с транспирационным охлаждением, в котором сжигание топлива производится при температуре, составляющей по меньшей мере приблизительно 600°С, с выработкой содержащего С02 потока; и
выходную часть на камере сгорания, по которой содержащий С02 поток доставляется из камеры сгорания в скважину.
52. Устройство по п. 51, в котором выходная часть содержит сопло конической формы, концентрирующее содержащий С02 поток, выходящий из него.
53. Система для выработки С02 и добычи залежи топливного материала из пласта, содержащая:
камеру сгорания с транспирационным охлаждением; источник сжигаемого топлива, сообщающийся с камерой сгорания; источник окислителя, сообщающийся с камерой сгорания; источник транспирационного охладителя, сообщающийся с камерой сгорания;
отсек в камере сгорания с транспирационным охлаждением, выполненный с возможностью приема и сжигания сжигаемого топлива с обеспечением содержащего С02 потока, включающего сверхкритический С02;
узел нагнетания, подающий содержащий С02 поток во включающий залежь топливного материала пласт, так чтобы по меньшей мере часть заключенного в пласте топливного материала и по меньшей мере часть потока С02 поступали из пласта в эксплуатационную скважину как извлеченный поток; и
один или несколько технологических узлов, служащих для обработки извлеченных топливного материала и С02, содержащихся в извлеченном потоке.
54. Система по п. 53, в которой один или несколько технологических узлов содержат расширитель, снижающий давление извлеченного потока.
55. Система по п. 54, в которой расширитель включает электрогенерирующую турбину.
56. Система по п. 53, в которой один или несколько технологических узлов включают один или несколько разделительных блоков.
57. Система по п. 56, в которой один или несколько разделительных блоков включают блок, отделяющий поток газа от потока жидкости.
54.
58. Система по п. 53, в которой узел нагнетания содержит трубопровод,
проходящий в скважину, сформированную в пласте.
59. Система по п. 53, в которой одна или несколько компонент из группы, включающей источник сжигаемого топлива, источник окислителя и источник транспирационного охладителя, содержат трубопровод с размерами, достаточными для подачи соответствующего материала в забой скважины, сформированной в пласте.
60. Система по п. 53, в которой камера сгорания с транспирационным охлаждением выполнена с возможностью использования в забое скважины, сформированной в пласте.
61. Система по п. 53, которая в достаточной степени представляет собой модульную конструкцию, так что конфигурация системы может быть изменена с транспортабельного состояния на состояние выработки С02.
59.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ добычи залежи топливного материала из пласта, при выполнении которого:
обеспечивают подачу сжигаемого топлива и окислителя в камеру сгорания;
сжигают предназначенное для сжигания топливо с получением содержащего С02 потока, включающего сверхкритический С02; и
нагнетают по меньше мере часть содержащего С02 потока в пласт, включающий добываемую залежь топливного материала, так чтобы по меньшей мере часть заключенного в пласте топливного материала и по меньше мере часть потока С02 поступали из пласта в эксплуатационную скважину.
2. Способ по п. 1, в котором обеспечивают подачу сжигаемого топлива и окислителя в камеру сгорания, расположенную выше поверхности земли.
3. Способ по п. 2, в котором после стадии сжигания и до стадии нагнетания обеспечивают расширение содержащего С02 потока в турбине для выработки электроэнергии с образованием расширенного содержащего С02 потока.
4. Способ по п. 3, в котором до стадии нагнетания пропускают расширенный содержащий С02 поток последовательно через теплообменник, охлаждающий содержащий С02 поток, и через один или несколько сепараторов, удаляющих одну или несколько вторичных компонент, присутствующих в содержащем С02 потоке.
5. Способ по п. 4, в котором до стадии нагнетания разделяют содержащий С02 потока на нагнетаемый поток С02, вводимый в пласт, и рециклированный поток С02, подаваемый в камеру сгорания в качестве рабочего тела.
6. Способ по п. 5, включающий один или несколько шагов сжатия рециклированного потока С02 путем пропускания этого потока через компрессор и нагревания рециклированного потока С02 путем пропускания
2.
этого потока через теплообменник, в котором охлаждался расширенный содержащий С02 поток.
7. Способ по п. 6, в котором обеспечивают подачу рециклированного потока С02 в камеру сгорания в качестве рабочего тела.
8. Способ по п. 7, в котором рециклированный поток С02 подают в камеру сгорания под давлением, составляющим по меньшей мере приблизительно 2 МПа.
9. Способ по п. 7, в котором по меньшей мере часть рециклированного потока С02 обеспечивают в качестве текучей среды транспирационного охлаждения.
10. Способ по п. 7, в котором рециклированный поток С02 подают в камеру сгорания с чистотой, составляющей по меньше мере 95 мол.%.
11. Способ по п. 3, в котором расширенный содержащий С02 поток имеет давление, составляющее по меньшей мере приблизительно 1,5 МПа.
12. Способ по п. 3, в котором содержащий С02 поток, нагнетаемый в пласт, имеет давление, составляющее по меньшей мере приблизительно 7,5 МПа.
13. Способ по п. 3, в котором содержащий С02 поток, нагнетаемый в пласт, включает сверхкритический С02.
14. Способ по п. 3, в котором сжигание производят при температуре, составляющей по меньшей мере приблизительно 400°С.
15. Способ по п. 1, в котором сжигаемое топливо и окислитель подают в камеру сгорания, расположенную в забое скважины, открытом в пласт.
10.
16. Способ по п. 15, в котором обеспечивают подачу воды в камеру сгорания, так чтобы содержащий СОг поток включал также пар.
17. Способ по п. 1, в котором обеспечивают прием из эксплуатационной скважины извлеченного потока, содержащего топливный материал и С02.
18. Способ по п. 17, в котором обеспечивают разделение извлеченного потока на извлеченный поток газа и извлеченный поток жидкости.
19. Способ по п. 18, в котором извлеченный поток газа содержит метан и
С02.
20. Способ по п. 19, в котором извлеченный поток газа содержит одну или несколько компонент, включающих С2 углеводороды, Сз углеводороды и С4 углеводороды.
21. Способ по п. 18, в котором извлеченный поток жидкости содержит нефтепродукты.
22. Способ по п. 21, в котором нефтепродукты включают сырую нефть.
23. Способ по п. 18, в котором извлеченный поток жидкости содержит псевдоожиженный твердый топливный материал.
24. Способ по п. 18, в котором направляют по меньшей мере часть извлеченного потока газа в камеру сгорания в качестве по меньшей мере части сжигаемого топлива.
25. Способ по п. 18, в котором при разделении направляют извлеченный поток на по меньшей мере одну стадию снижения давления до заданного уровня, за счет чего отводится одна или несколько газообразных фракций топливного материала, а оставшаяся часть извлеченного потока, находящаяся под заданным давлением, содержит жидкий топливный материал.
20.
26. Способ по п. 25, в котором одна или несколько газообразных фракций
топливного материала содержит С02.
27. Способ по п. 26, в котором направляют газообразную фракцию топливного материала, содержащую С02, в камеру сгорания в качестве по меньшей мере части сжигаемого топлива.
28. Способ по п. 27, в котором пропускают газообразную фракцию топливного материала через компрессор, повышающий давление газообразной фракции топливного материала перед введением в камеру сгорания.
29. Способ по п. 25, в котором в результате разделения получают группу газообразных фракций топливного материала, каждая из которых содержит С02.
30. Способ по п. 28, в котором две или более фракции из группы газообразных фракций топливного материала, содержащих С02, объединяют и направляют в камеру сгорания в качестве по меньшей мере части сжигаемого топлива.
31. Способ по п. 30, в котором пропускают газообразные фракции топливного материала через компрессор, повышающий давление газообразных фракций топливного материала перед введением в камеру сгорания.
32. Способ по п. 30, в котором компрессор представляет собой многоступенчатый компрессор.
33. Способ по п. 26, в котором одна или несколько газообразных фракций топливного материала, содержащих С02, включают по меньшей мере приблизительно 95 масс.% от общего содержания С02 в извлеченном потоке.
27.
34. Способ по п. 18, в котором разделяют извлеченный поток газа на извлеченный поток углеводородного газа и извлеченный поток неуглеводородного газа.
35. Способ по п. 15, в котором направляют содержащий С02 поток в пласт, так чтобы содержащий С02 поток, поступающий с выхода камеры сгорания, внедрялся в пласт и создавал в нем канал.
36. Способ по п. 35, в котором продвигают камеру сгорания по сформированному каналу.
37. Способ по любому из п.п. 1-36, в котором камера сгорания представляет собой камеру сгорания с транспирационным охлаждением.
38. Устройство для выработки в забое скважины содержащего С02 потока, включающее:
камеру сгорания, выполненную с возможностью размещения в забое скважины;
источник сжигаемого топлива, сообщающийся со скважинной камерой сгорания;
источник окислителя, сообщающийся со скважинной камерой сгорания;
отсек в скважинной камере сгорания, предназначенный для сжигания топлива при температуре по меньшей мере приблизительно 600°С с выработкой содержащего С02 потока; и
выходную часть на скважинной камере сгорания для доставки содержащего С02 потока из скважинной камеры сгорания в скважину.
39. Устройство по п. 38, в котором выходная часть содержит сопло конической формы, обеспечивающие концентрирование содержащего С02 потока, выходящего из него.
39.
40. Система для выработки С02 и добычи залежи топливного материала из пласта, содержащая:
камеру сгорания;
источник сжигаемого топлива, сообщающийся с камерой сгорания;
5 источник окислителя, сообщающийся с камерой сгорания;
отсек в камере сгорания, выполненный с возможностью приема и сжигания предназначенного для сжигания топлива с обеспечением содержащего С02 потока, включающего сверхкритический С02;
узел нагнетания, подающий содержащий С02 поток во включающий залежь 10 топливного материала пласт, так чтобы по меньшей мере часть заключенного в пласте топливного материала и по меньшей мере часть потока С02 поступали из пласта в эксплуатационную скважину как извлеченный поток; и
один или несколько технологических узлов, служащих для обработки извлеченных топливного материала и С02, содержащихся в извлеченном потоке.
41. Система по п. 40, в которой один или несколько технологических узлов содержат расширитель, снижающий давление извлеченного потока.
42. Система по п. 41, в которой расширитель включает
20 электрогенерирующую турбину.
43. Система по п. 40, в которой один или несколько технологических узлов
включают один или несколько разделительных блоков.
25 44. Система по п. 43, в которой один или несколько разделительных блоков
включают блок, отделяющий поток газа от потока жидкости.
45. Система по п. 40, в которой узел нагнетания содержит трубопровод,
проходящий в скважину, сформированную в пласте.
46. Система по п. 40, в которой один или несколько источников сжигаемого
топлива и один или несколько источников окислителя содержат трубопровод с
размерами, достаточными для подачи соответствующего материала в забой скважины, сформированной в пласте.
47. Система по п. 40, в которой камера сгорания выполнена с возможностью использования в забое скважины, сформированной в пласте.
48. Система по п. 40, которая представляет собой модульную конструкцию, так что конфигурация системы может быть изменена с транспортабельного состояния на состояние выработки С02.
49. Система по п. 40, в которой камера сгорания представляет собой камеру сгорания с транспирационным охлаждением.
47.
47.
47.
47.
47.
100
110
120
130
140
150
160
170
130
190
Содержание сернистого нефтяного газа в нефти (станд. куб.фут/мил. баррелей добываемой жидкости)
(19)
- 5 -
- 5 -
- 9 -
- 9 -
- 10 -
- 13 -
- 13 -
- 15 -
-16 -
- 18 -
- 18 -
-39-
- 38 -
- 41 -
- 41 -
45 -
- 44 -
- 47 -
- 47 -
- 55
- 54 -
- 57 -
- 57 -
- 62 -
- 62 -
- 63 -
- 63 -
- 90 -
- 89 -
ФИГ. 1
ФИГ. 1
ФИГ. 2
ФИГ. 2
ФИГ. 4
ФИГ. 4
ФИГ. 4