EA201892054A1 20190228 Номер и дата охранного документа [PDF] EAPO2019\PDF/201892054 Полный текст описания [**] EA201892054 20170309 Регистрационный номер и дата заявки US62/315,288 20160330 Регистрационные номера и даты приоритетных заявок US2017/021592 Номер международной заявки (PCT) WO2017/172321 20171005 Номер публикации международной заявки (PCT) EAA1 Код вида документа [PDF] eaa21902 Номер бюллетеня [**] ПОСТУПАЮЩАЯ ИЗ СОБСТВЕННЫХ ИСТОЧНИКОВ ПЛАСТОВАЯ ТЕКУЧАЯ СРЕДА ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ Название документа [8] E21B 43/40, [8] C09K 8/594 Индексы МПК [US] Валенсия Хайме А., [US] Маер Дэвид У., [US] Дентон Роберт Д., [US] Телецке Гэри Ф., [US] Лин Майкл В. Сведения об авторах [US] ЭКСОНМОБИЛ АПСТРИМ РИСЕРЧ КОМПАНИ Сведения о заявителях
 

Патентная документация ЕАПВ

 
Запрос:  ea201892054a*\id

больше ...

Термины запроса в документе

Реферат

[RU]

Раскрываемые методы включают способ получения текучей среды для повышения нефтеотдачи из коллектора углеводородов, включающий получение потока (102) углеводородов из коллектора (104) углеводородов, выделение потока (118) попутного газа из потока (102) углеводородов и конденсацию по меньшей мере части потока (118) попутного газа с получением обогащенной углеводородной текучей среды (124), подходящей для закачки в жидкий слой (108) коллектора (104) углеводородов, для повышения добычи углеводородов из коллектора углеводородов.


Полный текст патента

(57) Реферат / Формула:

Раскрываемые методы включают способ получения текучей среды для повышения нефтеотдачи из коллектора углеводородов, включающий получение потока (102) углеводородов из коллектора (104) углеводородов, выделение потока (118) попутного газа из потока (102) углеводородов и конденсацию по меньшей мере части потока (118) попутного газа с получением обогащенной углеводородной текучей среды (124), подходящей для закачки в жидкий слой (108) коллектора (104) углеводородов, для повышения добычи углеводородов из коллектора углеводородов.


Евразийское (2D 201892054 (13) А1
патентное
ведомство
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОЙ ЗАЯВКЕ
(43) Дата публикации заявки (51) Int. Cl. E21B 43/40 (2006.01)
2019.02.28 C09K 8/594 (2006.01)
(22) Дата подачи заявки 2017.03.09
(54) ПОСТУПАЮЩАЯ ИЗ СОБСТВЕННЫХ ИСТОЧНИКОВ ПЛАСТОВАЯ ТЕКУЧАЯ СРЕДА ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
(31) (32)
62/315,288 2016.03.30
(33) US
(86) PCT/US2017/021592
(87) WO 2017/172321 2017.10.05 (71) Заявитель:
(72)
ЭКСОНМОБИЛ АПСТРИМ РИСЕРЧ КОМПАНИ (US)
Изобретатель:
Валенсия Хайме А., Маер Дэвид У., Дентон Роберт Д., Телецке Гэри Ф., Лин Майкл В. (US)
(74)
Представитель: Медведев В.Н. (RU) (57) Раскрываемые методы включают способ получения текучей среды для повышения нефтеотдачи из коллектора углеводородов, включающий получение потока (102) углеводородов из коллектора (104) углеводородов, выделение потока (118) попутного газа из потока (102) углеводородов и конденсацию по меньшей мере части потока (118) попутного газа с получением обогащенной углеводородной текучей среды (124), подходящей для закачки в жидкий слой (108) коллектора (104) углеводородов, для повышения добычи углеводородов из коллектора углеводородов.
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
2420-551933ЕА/011
ПОСТУПАЮЩАЯ ИЗ СОБСТВЕННЫХ ИСТОЧНИКОВ ПЛАСТОВАЯ ТЕКУЧАЯ СРЕДА ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
ПЕРЕКРЕСТНЫЕ ССЫЛКИ НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
[0001] Данная заявка испрашивает приоритет на основании предварительной патентной заявки США № 62/315288 от 30 марта 2016 года, которая в полном объеме включена в настоящее описание посредством ссылки.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] При первичной добыче нефти из подземного нефтеносного пласта или нефтегазового коллектора обычно можно извлечь только ограниченную часть первоначальной нефти, присутствующей в коллекторе. По этой причине используется множество дополнительных методов извлечения для улучшения вытеснения нефти из породы-коллектора. Эти методы обычно можно классифицировать как способы добычи на основе тепловой обработки (такие как операции заводнения с закачкой водяного пара), способы заводнения и способы на основе вытеснения газом, которые могут работать как в условиях смешивания, так и без смешивания. Эти методы, как правило, относят к широкой категории методов повышения нефтеотдачи (E0R).
[0003] Для методов E0R на основе вытеснения газом может быть желательно, чтобы текучая среда для E0R и нефть смешивались в пластовых условиях. В операциях заводнения со смешиванием нагнетаемую текучую среду или растворитель закачивают в коллектор с образованием однофазного раствора с нефтью на месте, таким образом, чтобы после этого нефть можно было удалить в виде высокоподвижной фазы из коллектора. Текучая среда, смешивающаяся с нефтью, может повысить извлечение нефти за счет уменьшения или устранения межфазного натяжения между нефтью и водой, тем самым улучшая вытеснение нефти. Нагнетаемая текучая среда также может увеличивать нефтеотдачу, даже если она не образует однофазного раствора с нефтью, за счет разбухания нефти, снижения вязкости и/или испарения более легких компонентов нефти. Нагнетаемая текучая среда может представлять собой легкие углеводороды,
такие как сжиженный нефтяной газ (СНГ), газообразные углеводороды, содержащие относительно высокие концентрации алифатических углеводородов в диапазоне С2-С6, азот и/или углекислый газ. Нагнетаемая текучая среда обычно представляет собой газ при атмосферных условиях, но становится плотной текучей средой в условиях коллектора. Часто для транспортировки нагнетаемой текучей среды к месту скважины для операций EOR используются железнодорожные вагоны и/или грузовые транспортные средства, что может привести к повышению затрат и оказаться сложной задачей, если доступ к коллектору ограничен, например, географическими условиями.
[0004] Различные методы E0R на основе закачки газа, известные в данной области техники, включают приготовление определенных смесей газов для повышения эффективности операций закачки газа. Например, в публикации патентной заявки США № 2015-0060075 описан способ EOR, в котором используется инжектируемый агент на основе простого эфира для мобилизации нефти в коллекторе углеводородов. Кроме того, в патенте США № 4512400 описан способ обогащения природного газа в этановые, пропановые и бутановые составляющие, использующий переработку синтез-газа, объединенную с процессом Фишера-Тропша. После этого обогащенный природный газ последовательно используется в многоскважинном способе вытеснения со смешиванием. Однако сложные методы приготовления и/или синтеза нагнетаемых текучих сред на газовой основе могут быть дорогостоящими и/или требующими много времени, и могут или требовать дополнительного оборудования, которое нецелесообразно развертывать для некоторых ресурсов, или же могут требовать отправки продуктов на удаленное централизованное предприятие для переработки.
[0005] Другим дополнительным способом извлечения, который используется, является повторное повышение давления в пласте. Например, в некоторых случаях, часть газа, добываемого вместе с нефтью, так называемого "попутного газа", может быть закачана обратно в газовую шапку коллектора углеводородов для поддержания давления. Однако повторная закачка попутного газа становится менее эффективной на протяжении всего времени эксплуатации
углеводородных ресурсов, поскольку требуется увеличение давления для поддержания уровня добычи из-за уменьшающегося количества имеющегося попутного газа.
[0006] Таким образом, существует потребность в простом, энергоэффективном и экономичном способе обеспечения текучих сред на газовой основе для повышения нефтеотдачи.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0007] Настоящее изобретение включает способ получения текучей среды для повышения нефтеотдачи из коллектора углеводородов, такой как поступающая из собственных источников пластовая текучая среда. Способ может включать получение потока углеводородов из коллектора углеводородов, выделение потока попутного газа из потока углеводородов, и конденсацию по меньшей мере части потока попутного газа с получением обогащенной углеводородной текучей среды, подходящей для закачки в жидкий слой, такой как нефтяной слой коллектора углеводородов, для повышения добычи углеводородов из коллектора углеводородов. В некоторых вариантах осуществления конденсация потока попутного газа включает охлаждение потока попутного газа с получением обогащенной инжектируемой текучей среды и оставшегося газового потока, при этом поток обогащенной инжектируемой текучей среды содержит, по меньшей мере, минимальное количество С2+, чтобы функционировать в качестве эффективной смешивающейся с нефтью текучей среды для повышения нефтеотдачи, и при этом оставшийся газовый поток содержит преимущественно метан.
[0008] Изобретение также включает систему для получения текучей среды для повышения нефтеотдачи из коллектора углеводородов. Система может включать устье скважины, функционально связанное с коллектором углеводородов, такое как устье скважины, находящееся в сообщении по текучей среде с коллектором углеводородов, и блок обогащения, функционально соединенный с устьем скважины, такой как блок обогащения, находящийся в сообщении по текучей среде с устьем скважины. Блок обогащения может быть выполнен с возможностью приема потока углеводородов, выделения потока попутного газа из потока углеводородов, и конденсации по меньшей мере части потока
попутного газа для получения обогащенной углеводородной текучей среды, подходящей для закачки в жидкий слой коллектора углеводородов, для повышения добычи углеводородов из коллектора углеводородов.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0009] На фиг.1 приводится схематическое изображение системы для получения поступающей из собственных источников пластовой текучей среды для операций E0R.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
[0010] В следующем ниже подробном описании приводятся конкретные варианты осуществления способов настоящего изобретения. Однако, в той степени, в которой нижеследующее описание является специфичным для конкретного варианта осуществления или конкретного применения способов по настоящему изобретению, оно предназначено только для иллюстративных целей и просто предлагает описание иллюстративных вариантов осуществления. Соответственно, способы не ограничиваются описанными в данном документе конкретными вариантами осуществления, а скорее включают все альтернативы, модификации и эквиваленты, попадающие в пределы фактической сущности и объема прилагаемой формулы изобретения.
[ООН] Прежде всего, для облегчения понимания изложены некоторые термины, используемые в данной заявке и их значения, используемые в данном контексте. Если объем термина, используемого в настоящем документе, не определен ниже, ему следует давать наиболее широкое определение, даваемое специалистами в данной области техники, и отраженное по меньшей мере в одной вышедшей публикации или выданном патенте. Кроме того, способы по настоящему изобретению не ограничены использованием приведенных ниже терминов, поскольку все эквиваленты, синонимы, новые разработки и условия или способы, которые служат той же самой или аналогичной цели, считаются входящими в объем настоящей формулы изобретения.
[0012] Используемый в настоящем документе термин "существенный" или "по существу" при использовании в отношении величины или количества вещества, или его специфической
характеристики относится к количеству, которое достаточно для создания эффекта, который данное вещество или характеристика должны обеспечить. Точная допустимая степень отклонения может зависеть, в некоторых случаях, от конкретного контекста.
[0013] Используемые в настоящем документе термины в единственном числе означают "один или более" применительно к любому признаку в вариантах осуществления настоящего изобретения, описанных в описании и формуле изобретения. Использование форм единственного числа не ограничивает значение одним единственным признаком, если такое ограничение не оговорено специально.
[0014] Используемый в настоящем документе термин "примерно" допускает возможность некоторой свободы в математической точности для учета допустимых отклонений, которые приемлемы в данной области. Соответственно, любые отклонения вверх или вниз от значения, измененного термином "примерно" в диапазоне от 1% до 10% или менее, должны рассматриваться как явно находящиеся в пределах объема указанного значения.
[0015] Используемые в настоящем документе термины "выполненный с возможностью" и "сконфигурированный" означают, что элемент, компонент или другой объект сконструирован и/или предназначен для выполнения определенной функции. Таким образом, использование терминов "выполненный с возможностью" и "сконфигурированный" не должно истолковываться как означающее, что данный элемент, компонент или другой объект просто "способен" осуществлять определенную функцию, но что этот элемент, компонент и/или другой объект, специально выбран, создан, реализован, использован, запрограммирован и/или сконструирован для осуществления данной функции. Также в объем настоящего изобретения входит, что элементы, компоненты и/или другие перечисленные объекты, которые указаны как выполненные с возможностью осуществления конкретной функции, могут дополнительно или в качестве альтернативы быть описаны как сконфигурированные для осуществления этой функции, и наоборот.
[0016] Используемое в настоящем документе выражение "и/или", расположенное между первым и вторым объектом, означает
одно из (1) первого объекта, (2) второго объекта и (3) первого
объекта и второго объекта. Множественные объекты, перечисленные
с помощью "и/или", должны пониматься точно так же, т.е. как
"один или более" объектов, объединенных таким образом. Могут
необязательно присутствовать и другие объекты, отличающиеся от
объектов, специально выделенных выражением "и/или", вне
зависимости от того, связаны они или нет с этими специально
выделенными объектами. Таким образом, в качестве
неограничивающего примера, ссылка на "А и/или В", при использовании вместе с не имеющими ограничений выражениями, такими как, "содержащий", может относится, в одном варианте осуществления, только к А (необязательно включая в себя объекты, отличные от В); в другом варианте осуществления - только к В (необязательно включая в себя объекты, отличные от А); в еще одном варианте осуществления - и к А и к В (необязательно включая в себя другие объекты). Эти объекты могут относиться к элементам, действиям, структурам, стадиям, операциям, значениям, и тому подобное.
[0017] Используемое в настоящем документе выражение "по меньшей мере один" по отношению к списку одного или более объектов следует понимать как означающее по меньшей мере один объект, выбранный из любого одного или более объектов в списке объектов, но не обязательно включающее по меньшей мере один из каждого объекта, конкретно перечисленного в списке объектов, и не исключающее каких-либо сочетаний объектов в списке объектов. Это определение также допускает, что могут необязательно присутствовать объекты, отличающиеся от объектов, специально перечисленных в списке объектов, к которым относится фраза "по меньшей мере один", независимо от того, связаны ли они с этими специально перечисленными объектами или нет. Таким образом, в качестве неограничивающего примера, выражение "по меньшей мере один из А и В" (или эквивалентное - "по меньшей мере один из А или В," или эквивалентное - "по меньшей мере один из А и/или В") может относиться, в одном варианте осуществления - к по меньшей мере одному, необязательно включающему более одного, А, при отсутствии В (и необязательно включающему объекты, отличные от
В) ; в другом варианте осуществления - к по меньшей мере одному, необязательно включающему более одного, В, при отсутствии А (и необязательно включающему объекты, отличные от А) ; в еще одном варианте осуществления - к по меньшей мере одному, необязательно включающему более одного, А, и к по меньшей мере одному, необязательно включающему более одного, В (и необязательно включающему другие объекты). Иными словами, выражения "по меньшей мере один", "один или более" и "и/или" являются допускающими несколько трактовок выражениями, которые являются как связывающими, так и альтернативными при употреблении. Например, каждое из выражений "по меньшей мере один из А, В и С", "по меньшей мере один из А, В или С", "один или более из А, В и С", "один или более из А, В или С" и "А, В и/или С" могут означать: отдельно А; отдельно В; отдельно С; А и В вместе; А и С вместе; В и С вместе, А, В и С вместе, и необязательно любое из указанного выше в сочетании с по меньшей мере одним другим объектом.
[0018] Если контекст не указывает иное, то все проценты, используемые в данном описании, являются мольными %. Так, например, когда поток углеводородной текучей среды упоминается как содержащий более 55% С2+, это означает, что поток углеводородной текучей среды содержит по меньшей мере 55 мол.% углеводородов С2+.
[0019] Используемое в настоящем документе выражение "текучая среда" относится к веществу, которое постоянно деформируется под действием приложенного напряжения сдвига. Текучие среды могут включать жидкости, газы, сочетания газов и жидкостей и сочетания жидкостей и твердых веществ.
[0020] Используемый в настоящем документе термин "более высокомолекулярные углеводороды" и/или "С2+" относится к углеводороду (углеводородам), имеющему более одного атома углерода на молекулу, такому как этан, пропан, бутаны и т.д.
[0021] Используемый в настоящем документе термин "углеводород" относится к органическому соединению, которое включает преимущественно, если не исключительно, такие элементы, как водород и углерод. Углеводороды также могут включать и
другие элементы, в числе прочего, такие как галогены, элементы-металлы, азот, кислород и/или серу. Углеводороды обычно делятся на два класса: алифатические, или углеводороды с неразветвленной цепью; и циклические, или углеводороды с замкнутым циклом, в том числе циклические терпены. Примеры углеводородсодержащих материалов включают любую форму природного газа, нефти, угля и битума.
[0022] Используемый в настоящем документе термин "поток углеводородов" относится к углеводороду или смесям углеводородов, которые представляют собой газы или жидкости. Например, потоки углеводородов или углеводородные текучие среды могут включать углеводород или смеси углеводородов, которые являются газами или жидкостями в пластовых условиях, в условиях переработки или в условиях окружающей среды (например, при 15°С и давлении 1 атм (101, 325 кПа) ) . Потоки углеводородов и углеводородные текучие среды могут включать, например, нефть, природный газ, метан угольных пластов, сланцевую нефть, пиролизное масло, пирогаз, продукт пиролиза угля, и другие углеводороды, которые находятся в газообразном или жидком состоянии.
[0023] Используемый в настоящем документе термин "легкие углеводороды" относится к углеводородам с числом атомов углерода в диапазоне от 1 до 5.
[0024] Используемый в настоящем документе термин "природный газ" относится к многокомпонентному газу, полученному из скважины сырой нефти (попутный газ) или из подземного газоносного пласта (непопутный газ) . Состав и давление природного газа могут варьировать в значительной степени. Типичный поток природного газа содержит метан (Ci) в качестве существенного компонента. Неочищенный природный газ может также содержать этан (С2) , углеводороды с более высокой молекулярной массой, кислые газы (такие как диоксид углерода, сероводород, карбонилсульфид, сероуглерод и/или меркаптаны), и незначительные количества таких загрязнителей, как вода, азот, сульфид железа, парафин и/или сырая нефть. В данном описании природный газ
включает газ, образующийся в результате регазификации сжиженного природного газа, который был очищен для удаления загрязнителей, таких как вода, кислые газы и большинство углеводородов с более высокой молекулярной массой.
[0025] Используемый в настоящем документе термин "нефтегазовый коллектор" относится к скважине или коллектору, представляющему подповерхностную зону, дающую нефть и/или газ и не имеющую связи с другими коллекторами.
[0026] Используемое в настоящем документе выражение "функционально соединенный" означает, что указанные компоненты соединены таким образом, чтобы осуществлять назначенную функцию.
[0027] Используемое в настоящем документе выражение "вблизи" означает, что два или более элемента пространственно близки, независимо от того, размещен ли в пространственном отношении один элемент под, над или рядом с другим элементом. Элементы определенного размера и/или формы (например, физические компоненты могут находиться вблизи друг друга и/или вблизи элементов, которые могут иметь неопределенный размер и/или форму (например, некоторые химические реакции).
[0028] Используемый в настоящем документе термин "коллектор" относится к пласту или части пласта, включающей достаточную проницаемость и пористость для удержания и передачи текучих сред, таких как углеводороды или вода.
[0029] В настоящем документе определенная форма существительного в единственном или множественном числе или фраз из существительных означает особенный указанный признак или особенные указанные признаки и может иметь единственный или множественный смысл в зависимости от контекста, в котором она употребляется.
[0030] Настоящее изобретение включает в себя методы, позволяющие самым различным нефтяным месторождениям иметь свой собственный источник смешивающейся текучей среды и/или обогащенной углеводородной текучей среды для операций повышения нефтеотдачи (E0R) с использованием попутного газа из добываемого потока углеводородов. Попутные газы, обладающие достаточным содержанием этана и/или более высокомолекулярных углеводородов,
могут принести значительную выгоду в качестве источника текучей среды EOR. В некоторых вариантах осуществления это предполагает, что добытый поток углеводородов содержит достаточное количество более высокомолекулярных углеводородов для получения жидкого потока. Благодаря поступающим из собственных источников обогащенным углеводородным текучим средам для EOR описанные методы позволяют повысить добычу нефти при минимальных затратах. Например, в некоторых вариантах осуществления может потребоваться только добавление простого разделительного устройства с пропановым охлаждением в местную установку для получения текучей среды EOR. Кроме того, что они являются более дешевыми, чем другие методы (например, чем методы, требующие транспортировки обогащенных углеводородных текучих сред, компонентов растворяющих составов, и/или переработки на специальных и/или удаленных установках), раскрываемые методы могут локально обеспечивать как текучую среду EOR, так и газ для поддержания пластового давления, могут быть более энергоэффективными для длительных операций EOR, и могут уменьшать или полностью устранять проблему трудноизвлекаемого природного газа. Кроме того, использование заводнения с обогащенными углеводородами может обеспечить значительные преимущества по сравнению с закачкой более бедного попутного газа для поддержания пластового давления или для газлифта, и, следовательно, раскрываемые методы могут иметь преимущества по эффективности EOR по сравнению с известными методами, основанными на повторной закачке газа.
[0031] Смешиваемость газа с нефтью в пласте может определяться давлением и температурой пласта, характером нефти в пласте и компонентами газа. Газы, имеющие компоненты, сходные с углеводородами в пласте, с большей вероятностью будут смешиваться с нефтью, чем газы, в меньшей степени похожие на углеводороды пласта. Повышенное пластовое давление (например, пласты с абсолютным давлением более 3000 фунтов на квадратный дюйм (фунт/кв.дюйм абс.) (20,7 мегапаскаль (МПа)), или более 4000 фунт/кв.дюйм абс. (27,6 МПа), или более 5000 фунт/кв.дюйм абс. (34,5 МПа), или более 6000 фунт/кв.дюйм абс. (41,4 МПа),
или более 7000 фунт/кв.дюйм абс. (48,3 МПа), или более 7250 фунт/кв.дюйм абс. (50 МПа)), также может способствовать смешиваемости газа с углеводородами пласта, и в результате, газы с относительно низкой смешиваемостью в нефти при низких давлениях могут стать смешиваемыми с пластовыми углеводородами из-за давления в пласте.
[0032] Как дополнительно описано ниже со ссылкой на фиг.1, добытый поток углеводородов, содержащий минимальное количество С2 +, может стать эффективной смешивающейся текучей средой EOR. Обогащение содержания С2+ в потоке природного газа путем уменьшения содержания метана и более легких неуглеводородных компонентов, так, что концентрация С2+ становится относительно больше, например, 2/3 или более, может сделать такой обогащенный поток хорошо смешивающейся инжектируемой текучей средой для целей EOR.
[0033] Раскрываемые методы включают стадию обогащения с получением добытого углеводородного потока путем охлаждения, которое конденсирует С2+ компоненты в попутном газе, одновременно пропуская более легкий метан и более летучие газовые компоненты, такие как гелий и азот. Система охлаждения такого типа может быть системой охлаждения на основе пропана, работающей, например, при -30°F (-34,4°С) . Затем выходящий поток охлажденных текучих сред может быть разделен на жидкий поток (желаемая смешивающаяся инжектируемая текучая среда) и парообразный поток, обогащенный метаном, который может быть или продан как трубопроводный газ, или повторно закачан в коллектор для поддержания давления.
[0034] В качестве дополнительного преимущества, раскрываемые методы используют оборудование с относительно малой мощностью по сравнению с традиционными перерабатывающими установками. Следовательно, компоненты могут быть помещены в грузовые модули, способные к перемещению в удаленные, географически труднодоступные местоположения. Более того, различные варианты осуществления раскрываемого подхода могут обеспечивать уменьшение контроля и/или технического
обслуживания.
[0035] На фиг.1 приводится схематическое изображение системы 100 для получения поступающей из собственных источников пластовой текучей среды для E0R. Специалистам в данной области техники будет понятно, что схема на фиг.1 является упрощенной, и различные компоненты были объединены и/или опущены на фиг.1 для простоты визуализации, и что дополнительные и/или альтернативные конфигурации оборудования в подходящем случае пригодны для использования с раскрываемым подходом. Все такие дополнительные и/или альтернативные конфигурации находятся в пределах объема данного изобретения. Система 100 может входить в состав оборудования, расположенного вблизи от коллектора углеводородов, например, на устье скважины. Система 100 использует поток 102 углеводородов, добываемый через устье скважины, функционально соединенное с коллектором 104 углеводородов. Например, поток 102 углеводородов может быть получен через устье скважины, которое находится в сообщении по текучей среде с коллектором 104 углеводородов. Коллекторы углеводородов обычно включают нефть и газ, защемленные в пластах горных пород, и могут включать подземные залежи углеводородов, содержащиеся в пористой осадочной породе. Слой непроницаемых горных пород, называемый кровлей пласта, может препятствовать утечке углеводородов природного происхождения в вышележащие отложения и пласты горных пород (покрывающую толщу). Различные способы добычи могут применяться для извлечения и добычи как нефтяных, так и газовых углеводородов. В ходе добычи, коллектор углеводородов может давать сырую нефть и неочищенный природный газ, наряду с другими жидкими, газообразными и/или твердыми углеводородами в виде потока 102 углеводородов. Состав потока 102 углеводородов будет варьировать в зависимости от характеристик коллектора 104 углеводородов. В некоторых вариантах осуществления поток 102 углеводородов может содержать примерно 2 0-35% углеводородов С2+. Коллектор 104 углеводородов может иметь водный слой 106, жидкий и/или нефтяной слой 108 и/или газовую шапку 110.
[0036] Поток 102 углеводородов может поступать в блок 112 разделения нефти и газа, например, газонефтяной сепаратор, для
разделения на кубовый поток 116, содержащий преимущественно пригодную для продажи нефть, и поток 118 попутного газа. Поток 118 попутного газа в варианте осуществления фиг.1 может находиться под давлением от X до Y, где X составляет 100 фунт/кв. дюйм абс. (0,7 МПа), 2 00 фунт/кв. дюйм абс. (1,4 МПа), 300 фунт/кв. дюйм абс. (2,1 МПа), 4 00 фунт/кв. дюйм абс. (2,8 МПа), 50 0 фунт/кв. дюйм абс. (3,5 МПа) или 60 0 фунт/кв. дюйм абс.
(4,1 МПа), и где Y составляет 1000 фунт/кв.дюйм абс. (6,9 МПа), 90 0 фунт/кв. дюйм абс. (6,2 МПа), 8 00 фунт/кв. дюйм абс. (5,5 МПа), 7 00 фунт/кв. дюйм абс. (4,8 МПа) или 60 0 фунт/кв. дюйм абс.
(4,1 МПа) . В варианте осуществления, показанном на фиг.1, поток
118 попутного газа находится под давлением в диапазоне 500-700
фунт/кв. дюйм абс. (3,5-4,8 МПа), например, при 600 фунт/кв.
дюйм абс. (4,1 МПа). Поток 118 попутного газа в варианте
осуществления фиг.1 может содержать по меньшей мере примерно 10%
С2+, 20% С2+, 30% С2+, 40% С2+, или более. В варианте осуществления
фиг.1 поток 118 попутного газа содержит от примерно 15% С2+ до
примерно 25% С2+, например, примерно 20% С2+. Объем потока 118
попутного газа в варианте осуществления фиг.1 может находиться
между X и Y, где X составляет 5 тысяч стандартных кубических
футов в день (mscfd, тыс . ст . куб . фт ./сут . ) (141,3 м3/сут) , 10
тыс.ст.куб.фт./сут. (282,5 м3/сут), 20 тыс.ст.куб.фт./сут. (565,0
м3/сут) , 3 0 тыс . ст . куб . фт ./сут . (847, 6 м3/сут) , 4 0
тыс.ст.куб.фт./сут. (1130,1 м3/сут) или 50 тыс.ст.куб.фт./сут.
(1412,6 м3/сут), и где Y составляет 200 тыс.ст.куб.фт./сут.
(5650,4 м3/сут), 150 тыс.ст.куб.фт./сут. (4237,8 м3/сут) или 100 тыс.ст.куб.фт./сут. (2825,2 м3/сут). В варианте осуществления, показанном на фиг.1, поток 118 попутного газа составляет от 50 тыс.ст.куб.фт./сут. (1412,6 м3/сут) до 100 тыс.ст.куб.фт./сут.
(2825,2 м3/сут). Специалистам будет понятно, что альтернативные варианты осуществления могут подходящим образом использовать альтернативные и/или дополнительные значения при осуществлении раскрываемых методов, и такие альтернативные варианты осуществления считаются входящими в объем данного изобретения.
[0037] Поток 118 попутного газа поступает в блок 120 обогащения. Блок 120 обогащения может содержать пропановую
холодильную установку, выполненную с возможностью понижать температуру потока 118 попутного газа до значений между X и Y,
где X составляет +50 градусов Цельсия (°С), +40°С, +30°С, +20°С, + 10°С, 0°С, -10°С, -20°С или -30°С, и где Y составляет -70°С, -60°С, -50°С, -40°С, или -30°С. В варианте осуществления фиг.1 блок 120 обогащения охлаждает поток 118 попутного газа до температур между -2 0°С и -4 0°С. Для охлаждения потока 118 попутного газа на эту величину может потребоваться, чтобы блок 120 обогащения был холодильной установкой, выполненной с возможностью понижения температуры потока 118 попутного газа на величину между 1°С и 130°С. В некоторых вариантах осуществления энергия для блока 120 обогащения может производиться на месте, в некоторых вариантах осуществления может использоваться подводимая извне энергия, и в других вариантах осуществления может использоваться сочетание этого.
[0038] Охлаждение потока 118 попутного газа может приводить к конденсации по меньшей мере части потока 118 попутного газа с получением потока 124 обогащенной углеводородной текучей среды. В альтернативных вариантах осуществления может использоваться блок сжатия в качестве блока 120 обогащения, а не блок охлаждения, для конденсации части потока 118 попутного газа. В еще одних вариантах осуществления может использоваться комбинация стадий сжатия и охлаждения. Поток 124 обогащенной углеводородной текучей среды может быть подходящим для закачивания в коллектор 104 углеводородов, и может, например, закачиваться в жидкий и/или нефтяной слой 108 коллектора 104 углеводородов, например, в качестве нагнетаемой смешивающейся текучей среды заводнения. Поток 124 обогащенной углеводородной текучей среды в варианте осуществления фиг.1 может содержать на уровне или более примерно 55% С2+, 60% С2+, 65% С2+, 70% С2+, или более. В варианте осуществления фиг.1 поток 124 обогащенной углеводородной текучей среды содержит от примерно 60% С2+ до примерно 7 0% С2+, например, примерно 65% С2+. Объем потока 124 обогащенной углеводородной текучей среды в варианте осуществления фиг.1 может находиться между X и Y, где X
составляет 5 тысяч стандартных кубических футов в день (mscfd, тыс.ст.куб.фт./сут.) (141,3 м3/сут), 10 тыс.ст.куб.фт./сут.
(2 82, 5 м3/сут) , 15 тыс . ст . куб . фт ./сут . (42 3, 8 м3/сут) , 2 0 тыс.ст.куб.фт./сут. (565,0 м3/сут) или 25 тыс.ст.куб.фт./сут.
(706,3 м3/сут), и где Y составляет 40 тыс.ст.куб.фт./сут. (1130,1 м3/сут), 35 тыс.ст.куб.фт./сут. (988,8 м3/сут) или 30 тыс.ст.куб.фт./сут. (847,6 м3/сут). В варианте осуществления, показанном на фиг.1, поток 124 обогащенной углеводородной текучей среды составляет от 15 тыс.ст.куб.фт./сут. (423,8 м3/сут) до 3 0 тыс.ст.куб.фт./сут. (847,6 м3/сут).
[0039] Блок 120 обогащения содержит сепаратор 122,
выполненный с возможностью получения потока 124 обогащенной
углеводородной текучей среды и получения бедного газа (т.е. не
содержащего более высокомолекулярных углеводородов), летучего
газа, оставшегося газового потока и/или обогащенного метаном
потока 126, например, путем конденсации по меньшей мере части
потока 118 попутного газа. Обогащенный метаном поток 126 в
варианте осуществления фиг.1 может содержать не более примерно
20% С2+, 15% С2+, 10% С2+ или 5% С2+. В варианте осуществления
фиг.1 обогащенный метаном поток 126 содержит менее 10% С2+. Объем
обогащенного метаном потока 126 в варианте осуществления фиг.1
может находиться между X и Y, где X составляет 5
тыс.ст.куб.фт./сут. (141,3 м3/сут), 10 тыс.ст.куб.фт./сут. (2 82,5
м3/сут), 20 тыс.ст.куб.фт./сут. (565,0 м3/сут), 30
тыс.ст.куб.фт./сут. (847,6 м3/сут), 4 0 тыс.ст.куб.фт./сут.
(1130,1 м3/сут), 50 тыс.ст.куб.фт./сут. (1412,6 м3/сут), 60 тыс.ст.куб.фт./сут. (1695,1 м3/сут) или 70 тыс.ст.куб.фт./сут.
(1977,7 м3/сут), и где Y составляет 150 тыс.ст.куб.фт./сут.
(4237,8 м3/сут), 125 тыс.ст.куб.фт./сут. (3531,5 м3/сут), 100 тыс.ст.куб.фт./сут. (2825,2 м3/сут), 80 тыс.ст.куб.фт./сут.
(2260,2 м3/сут) или 60 тыс.ст.куб.фт./сут. (1695,1 м3/сут). В варианте осуществления, показанном на фиг.1, обогащенный метаном поток 126 составляет от 30 тыс .ст.куб.фт./сут . (847, 6 м3/сут) до 8 0 тыс .ст.куб.фт./сут. (22 60, 2 м3/сут) . Обогащенный метаном поток 126 поступает в блок 130 сжатия бедного газа для переработки и/или отведения. Блок 130 сжатия бедного газа может направлять,
по меньшей мере, часть обогащенного метаном потока 126 в трубопровод 132 для продажи, в трубопровод 132 для использования во втором коллекторе углеводородов (например, для поддержания давления, выработки энергии и т.д.), и/или может направлять по меньшей мере часть обогащенного метаном потока 126 в трубопровод 128 повторной закачки, функционально соединенный с коллектором углеводородов, например, для повторной закачки в газовую шапку 110 для поддержания давления. В вариантах осуществления, в которых по меньшей мере часть обогащенного метаном потока 126 направляется в трубопровод для использования во втором коллекторе углеводородов, второй коллектор углеводородов может находиться на месторождении, вблизи и/или рядом с первым коллектором углеводородов. Использование газа из расположенного вблизи и/или рядом коллектора углеводородов для поддержания давления может обеспечивать значительную эффективность по сравнению с использованием газа из альтернативного местоположения. Специалистам в данной области техники будет понятно, что в вариантах осуществления, в которых по меньшей мере часть обогащенного метаном потока 126 отправляется в трубопровод для продажи, может потребоваться дополнительное и/или альтернативное оборудование для обеспечения того, чтобы обогащенный метаном поток 126 соответствовал требованиям транспортировки по трубопроводу, например, по теплотворной способности, показателю Уобба и т.д.
[0040] Таким образом, как описано в настоящем документе, предлагаются способы и системы для получения поступающих из собственных источников обогащенных углеводородных текучих сред, подходящих для закачки в коллектор углеводородов, например, в жидкий слой углеводородного коллектора, для повышения добычи углеводородов из коллектора углеводородов. Способы могут включать получение потока углеводородов из коллектора углеводородов, выделение потока попутного газа из потока углеводородов, и конденсацию по меньшей мере части потока попутного газа с получением обогащенной углеводородной текучей среды. Способ также может включать выделение обогащенного метаном потока из потока попутного газа. Способ может также
включать закачивание по меньшей мере части обогащенного потока углеводородной текучей среды в коллектор углеводородов, например, в жидкий слой коллектора углеводородов, такой как нефтяной слой коллектора углеводородов.
[0041] В некоторых вариантах осуществления конденсация потока попутного газа может включать охлаждение с помощью холодильной установки потока попутного газа на величину по меньшей мере 1°С и до 130°С. В некоторых вариантах осуществления, поток попутного газа может быть охлажден до температуры, которая находится в диапазоне от примерно +50°С до примерно -7 0°С, или до температуры, описанной дополнительно выше со ссылкой на фиг.1.
[0042] Предпочтительно, обогащенный углеводородный поток содержит некоторое количество углеводородов С2+, благодаря чему обогащенный углеводородный поток смешивается с нефтью в коллекторе углеводородов в условиях температуры и давления внутри коллектора. Например, содержание углеводородов С2+ в обогащенном углеводородном потоке может составлять более 55 мол.%, или более 60 мол.%, или представлять количество, описанное дополнительно выше со ссылкой на фиг.1.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ получения текучей среды для повышения нефтеотдачи из коллектора углеводородов, включающий:
создание потока углеводородов из коллектора углеводородов; выделение потока попутного газа из потока углеводородов; и конденсацию по меньшей мере части потока попутного газа с получением обогащенной углеводородной текучей среды, подходящей для закачки в жидкий слой коллектора углеводородов, для повышения добычи углеводородов из коллектора углеводородов.
2. Способ по п.1, дополнительно включающий:
выделение обогащенного метаном потока из потока попутного газа, при этом обогащенный метаном поток содержит по существу метан.
3. Способ по п. 2, в котором поток метана находится в газовой фазе.
4. Способ по любому из п.п.1-3, в котором конденсация по меньшей мере части потока попутного газа включает снижение температуры потока попутного газа на величину от 1°С до 130°С.
5. Способ по любому из п.п.1-4, в котором конденсация по меньшей мере части потока попутного газа включает снижение температуры потока попутного газа до температуры от +50°С до -70°С.
6. Способ по любому из п.п.1-5, в котором выделение потока попутного газа из потока углеводородов, конденсация по меньшей мере части потока попутного газа или и то и другое происходит на оборудовании, расположенном вблизи от коллектора углеводородов.
7. Способ по любому из п.п.1-6, в котором стадия конденсации и стадия разделения происходят по существу одновременно.
8. Способ повышения нефтеотдачи с использованием поступающих из собственных источников пластовых текучих сред, включающий:
создание потока углеводородов из коллектора углеводородов; выделение потока попутного газа из потока углеводородов; охлаждение потока попутного газа с получением оставшегося
газового потока и обогащенной углеводородной текучей среды, причем оставшийся газовый поток содержит преимущественно метан, а поток обогащенной углеводородной текучей среды содержит, по меньшей мере, минимальное количество С2+, чтобы функционировать в качестве эффективной смешивающейся текучей среды для повышения нефтеотдачи; и
закачивание по меньшей мере части обогащенного потока углеводородной текучей среды в нефтяной слой коллектора углеводородов.
9. Способ по п.8, дополнительно включающий:
закачивание по меньшей мере части оставшегося газового потока в газовую шапку коллектора углеводородов.
10. Способ по п. 8 или п. 9, в котором оставшийся газовый поток содержит преимущественно метан, дополнительно включающий:
продажу преимущественно метановой части оставшегося потока на рынке.
11. Способ по любому из п.п.8-10, в котором охлаждение включает понижение температуры потока попутного газа на величину от 1°С до 130°С.
12. Способ по любому из п.п.8-11, в котором стадия разделения, стадия охлаждения или и то и другое происходят на оборудовании, расположенном вблизи от коллектора углеводородов.
13. Система для получения текучей среды для повышения нефтеотдачи из коллектора углеводородов, включающая в себя:
устье скважины, функционально соединенное с коллектором углеводородов и выполненное с возможностью принимать поток углеводородов из коллектора углеводородов; и
блок обогащения, функционально соединенный с устьем скважины, причем блок обогащения выполнен с возможностью:
приема потока углеводородов;
выделения потока попутного газа из потока углеводородов; и конденсации по меньшей мере части потока попутного газа с получением обогащенной углеводородной текучей среды.
14. Система по п.13, дополнительно включающая в себя:
трубопровод повторной закачки, функционально соединенный с
блоком обогащения и выполненный с возможностью направления обогащенной углеводородной текучей среды в блок нагнетания смешивающегося материала, при этом блок нагнетания смешивающегося материала выполнен с возможностью закачивания обогащенной углеводородной текучей среды в нефтяной слой коллектора углеводородов.
15. Система по п.13 или п.14, дополнительно включающая в
себя:
трубопровод, функционально соединенный с блоком обогащения и выполненный с возможностью отведения газового потока, содержащего по существу метан, из коллектора углеводородов.
16. Система по любому из п.п.13-15, в которой блок обогащения включает в себя участок охлаждения, выполненный с возможностью понижения температуры потока попутного газа на величину от 1°С до 13 0°С.
17. Система по любому из п.п.13-16, в которой блок обогащения кроме того выполнен с возможностью получения потока летучего газа из потока попутного газа, где поток летучего газа содержит метан.
18. Система по любому из п.п.13-17, в которой обогащенная углеводородная текучая среда содержит по меньшей мере 60% С2+.
19. Система по любому из п.п.13-18, дополнительно включающая в себя:
трубопровод, функционально соединенный с блоком обогащения и выполненный с возможностью направления обогащенной углеводородной текучей среды во второй коллектор углеводородов.
20. Система по любому из п.п.13-19, в которой блок обогащения находится вблизи от устья скважины.
По доверенности