Системы и способы получения диметилсульфида из кислого газа
Изобретение относится к способу добычи нефти, включающему в себя отделение метана и отделение сероводорода из кислого газа, содержащего метан и сероводород; получение монооксида углерода и водорода из по меньшей мере части отделенного метана; получение метанола из по меньшей мере части полученного монооксида углерода и по меньшей мере части полученного водорода; получение диметилсульфида из по меньшей мере части полученного метанола и по меньшей мере части отделенного сероводорода; получение композиции для извлечения нефти, которая содержит по меньшей мере 75 мол.% диметилсульфида, из по меньшей мере части полученного диметилсульфида; введение указанной композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт, содержащий нефть; контактирование указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте и после контактирования указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте добычу текучей среды из указанного нефтеносного пласта, при этом добываемая текучая среда содержит по меньшей мере часть нефти из нефтеносного пласта. Также изобретение относится к устройству. Использование предлагаемого изобретения предоставляет усовершенствованные системы и способы добычи нефти из нефтеносных песков, содержащих значительные количества кислого газа. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 8 табл., 11 ил.
Уровень техники
Настоящее изобретение относится к системам и способам получения диметилсульфида из кислого газа.
Строгие стандарты безопасности и охраны окружающей среды для выбросов серы наряду с техническими требованиями к низкому уровню серы в продуктах нефтепереработки и топливах, привели к тому, что регулирование сероводорода и серы при операциях нефтедобычи является критически важным. Нефтеперерабатывающие заводы и производители химической продукции рассматривают нефть с высоким содержанием серы как имеющую меньшую ценность по сравнению с нефтью с низким содержанием серы. В связи с этим, нефтедобывающие компании могут отказываться от добычи текучих сред из продуктивных пластов, которые имеют высокое содержание сероводорода и дают добываемую нефть с высоким содержанием серы, чтобы соответствовать строгим стандартам по содержанию серы в нефти, продаваемой на нефтеперерабатывающие заводы и производителям химической продукции. Чтобы обезапасить своё предприятие и не стать жертвой контролирующих органов требуется повсеместная разработка проекта пдв для всех предприятий химической отрасли и не только.
Для получения нефти с приемлемым содержанием серы из пластов, которые содержат значительные количества серы, соединения серы, главным образом сероводород, обычно отделяют и конвертируют в элементарную серу, например, с помощью процесса Клауса. Однако, элементарная сера имеет низкую рыночную стоимость, при этом процесс отделения и конверсии сероводорода в серу является энергоемким, а также дорогостоящим. Следовательно, соответствующие нефтеносные пласты (например, подземные пласты, имеющие существенные концентрации кислого газа) оказываются не доразработанными.
Усовершенствованные системы и способы добычи нефти из нефтеносных пластов, содержащих значительные количества кислого газа, являются желательными.
Раскрытие изобретения
Настоящее изобретение относится к системам и способам получения диметилсульфида (иногда называемого здесь «DMS») из кислого газа и к использованию полученного диметилсульфида в композиции для извлечения нефти для повышения нефтеотдачи нефтеносного пласта.
В одном аспекте настоящее изобретение относится к способу, включающему в себя:
отделение метана и отделение сероводорода из кислого газа, содержащего метан и сероводород;
получение монооксида углерода и водорода из по меньшей мере части отделенного метана;
получение метанола из по меньшей мере части полученного монооксида углерода и по меньшей мере части полученного водорода;
получение диметилсульфида из по меньшей мере части полученного метанола и по меньшей мере части отделенного сероводорода;
получение композиции для извлечения нефти, которая содержит по меньшей мере 75 мол. % диметилсульфида, из по меньшей мере части полученного диметилсульфида;
введение указанной композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт, содержащий нефть;
контактирование указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте; и
после контактирования указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте добычу текучей среды из нефтеносного пласта, при этом добываемая текучая среда содержит по меньшей мере часть нефти из нефтеносного пласта.
В другом аспекте настоящее изобретение относится к системе, содержащей:
первый сепаратор, сконструированный и выполненный с возможностью приема кислого газа, содержащего метан и сероводород, причем указанный первый сепаратор сконструирован и выполнен с возможностью отделять метан и сероводород из указанного кислого газа;
метановый реактор, функционально связанный по текучей среде с первым сепаратором для приема по меньшей мере части отделенного метана из первого сепаратора, причем указанный метановый реактор сконструирован и выполнен с возможностью получения монооксида углерода и водорода из поступающего в него метана;
метанольный реактор, функционально связанный по текучей среде с указанным метановым реактором для приема монооксида углерода и водорода из метанового реактора, причем указанный метанольный реактор сконструирован и выполнен с возможностью получения метанола из поступающего в него монооксида углерода и водорода;
диметилсульфидный реактор, функционально связанный по текучей среде с указанным метанольным реактором для приема метанола из метанольного реактора и функционально связанный по текучей среде с указанным первым сепаратором для приема сероводорода из первого сепаратора, причем указанный диметилсульфидный реактор сконструирован и выполнен с возможностью получения диметилсульфида из поступающих в него метанола и сероводорода;
закачивающее устройство, функционально связанное по текучей среде с указанным диметилсульфидным реактором для приема диметилсульфида из диметилсульфидного реактора, причем указанное закачивающее устройство сконструировано и выполнено с возможностью введения композиции для извлечения нефти, содержащей диметилсульфид, полученный из указанного диметилсульфидного реактора, в нефтеносный пласт;
добывающее устройство, которое сконструировано и выполнено с возможностью добывать текучую среду, содержащую нефть, из указанного нефтеносного пласта.
Признаки и преимущества настоящего изобретения будут очевидны специалистам в данной области техники при прочтении описания предпочтительных вариантов осуществления, которое следует ниже.
Краткое описание чертежей
Следующие фигуры включены для иллюстрации определенных аспектов настоящего изобретения и не должны рассматриваться как исчерпывающие варианты осуществления. Описанный объект изобретения может быть подвергнут значительным модификациям, изменениям, сочетаниям и эквивалентам по форме и функции, как будет ясно специалистам в данной области техники, использующим преимущество настоящего описания.
На фиг. 1 представлена иллюстрация системы в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 2 представлена иллюстрация системы в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 3 представлена иллюстрация части системы в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 4 представлена иллюстрация части системы в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 5 представлена иллюстрация части системы в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 6 представлена схема расположения скважин для добычи нефти в соответствии с системой и способом настоящего изобретения.
На фиг. 7 представлен график, иллюстрирующий извлечение нефти из нефтеносных песков при 30°С при использовании различных растворителей.
На фиг. 8 представлен график, иллюстрирующий извлечение нефти из нефтеносных песков при 10°С при использовании различных растворителей.
На фиг. 9 представлен график, иллюстрирующий влияние увеличения концентрации диметилсульфида на понижение вязкости западноафриканской парафинистой сырой нефти.
На фиг. 10 представлен график, иллюстрирующий влияние увеличения концентрации диметилсульфида на понижение вязкости ближневосточной асфальтеновой сырой нефти.
На фиг. 11 представлен график, иллюстрирующий влияние увеличения концентрации диметилсульфида на понижение вязкости канадской асфальтеновой сырой нефти.
Осуществление изобретения
Настоящее изобретение относится к системам и способам получения диметилсульфида из кислого газа и к использованию полученного диметилсульфида в композиции для извлечения нефти для повышения нефтеотдачи нефтеносного пласта.
Описанные здесь системы и способы обеспечивают, в некоторых вариантах осуществления, получение диметилсульфида из кислого газа и использование полученного диметилсульфида в качестве растворителя в композиции для извлечения нефти для добычи нефти из нефтеносного пласта. Поскольку диметилсульфид является высокоэффективным растворителем для извлечения нефти из нефтеносных пластов, малоценный кислый газ становится привлекательным, более ценным компонентом продукции, добываемой из нефтеносного пласта. Таким образом, нефтеносные пласты, которые когда-то считались слишком кислыми для экономически выгодной добычи, теперь имеют полезное применение для кислого газа.
Высокая эффективность диметилсульфида в качестве нефтяного растворителя обусловлена, по меньшей мере частично, его смешиваемостью с различными нефтяными соединениями (описано далее в настоящем документе), и его пониженной (если имеется) реакционной способностью с пластовыми водами для дальнейшего закисления нефти. То есть другие растворители, такие как сероуглерод, которые являются эффективными в повышении извлечения нефти из нефтеносных пластов, разлагаются с образованием серосодержащих соединений, которые могут дополнительно закислять продуктивный пласт.
Кроме того, в некоторых случаях, получение диметилсульфида может осуществляться на площадке скважины, где диметилсульфид используется для извлечения нефти или вблизи нее, что значительно снижает расходы на транспортировку растворителя, связанные со способом повышения нефтеотдачи с помощью растворителя.
Используемый в настоящем документе термин «на площадке скважины или вблизи нее» относится к местоположению от площадки скважины до некоторого расстояния от площадки скважины, подходящего для транспортировки кислого газа по трубопроводу. Подходящее расстояние для транспортировки кислого газа по трубопроводу может варьировать в зависимости от рельефа местности, технических требований и государственных нормативов. Обычно подходящее расстояние находится в пределах от 0 до 1000 км от площадки скважины, но может находиться и за пределами этого диапазона, что будет понятно специалисту в данной области.
«Нефть», как употребляется в настоящем документе, обозначает встречающуюся в природе смесь углеводородов, как правило, в жидком состоянии, которая может также включать в себя соединения серы, азота, кислорода и металлов. Используемый в настоящем документе термин «нефть» охватывает легкие углеводороды и тяжелые углеводороды. Используемый в настоящем документе термин «легкая нефть» относится к нефти, имеющей плотность в градусах API более 20°. Используемый в настоящем документе термин «тяжелая нефть» относится к нефти, имеющей плотность в градусах API не более 20°. Если не указано иное, используемая здесь плотность в градусах API определяется в соответствии с методом ASTM D4052. Нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может иметь вязкость в пластовых условиях (в частности, при температурах в пределе температурного диапазона пласта) по меньшей мере 1 мПа⋅с (1 сП), или по меньшей мере 10 мПа⋅с (10 сП), или по меньшей мере 100 мПа⋅с (100 сП) или по меньшей мере 1000 мПа⋅с (1000 сП), или по меньшей мере 10000 мПа⋅с (10000 сП). Нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может иметь вязкость в температурных условиях пласта от 1 до 10000000 мПа⋅с (1-10000000 сП). В варианте осуществления нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может иметь вязкость в температурных условиях пласта по меньшей мере 1000 мПа⋅с (1000 сП), при этом вязкость нефти, по меньшей мере частично или полностью, ответственна за уменьшение подвижности нефти в пласте.
«Смешивающиеся», как употребляется в настоящем документе, обозначает способность двух или более веществ, композиций или жидкостей быть смешанными в любом соотношении без разделения на две или более фазы.
«Остаток», как употребляется в настоящем документе, относится к нефтяным компонентам, которые имеют интервалы температур кипения свыше 538°С (1000°F) при 0,101 МПа, определяемые методом ASTM D7169.
«Функционально соединенный по текучей среде» или «функционально связанный по текучей среде», как употребляется в настоящем документе, обозначает связь между двумя или более элементами, в которой элементы связаны напрямую или опосредованно, что дает возможность прямого или опосредованного потока текучей среды между указанными элементами. Термин «поток текучей среды», использованный в настоящем определении, относится к потоку газа или жидкости; термин «прямой поток текучей среды», использованный в настоящем определении, означает, что поток жидкости или газа между двумя определенными элементами протекает непосредственно между этими двумя определенными элементами; и термин «опосредованный поток текучей среды», использованный в настоящем определении означает, что поток жидкости или газа между двумя определенными элементами может быть направлен через один или несколько дополнительных элементов для изменения одного или нескольких аспектов жидкости или газа, по мере того как жидкость или газ протекает между этими двумя определенными элементами. Аспекты жидкости или газа, которые могут быть изменены в опосредованном потоке текучей среды, включают физические характеристики, такие как температура или давление газа или жидкости, состояние текучей среды между жидкостью и газом, и/или состав газа или жидкости. «Опосредованный поток текучей среды», как определено в настоящем документе, исключает изменение состава газа или жидкости между двумя определенными элементами с помощью химической реакции, например, окисления или восстановления одного или нескольких элементов жидкости или газа.
Следует отметить, что термины «отделять», «отделяет», «отделение» и тому подобное, употребляемые в настоящем документе, не обязательно означают 100% отделение. Кроме того, термин «поток» не обязательно подразумевает степень чистоты его состава.
Системы 100, 200 и 300, проиллюстрированные соответственно на фиг. 1-3, являются системами в соответствии с настоящим изобретением, которые могут использоваться для осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением. Каждая из систем 100, 200 и 300, соответственно, на фиг. 1-3, может быть аналогичной в некоторых отношениях (например, аналогичные компоненты системы или аналогичные части системы могут обозначаться одинаковыми номерами позиций).
В некоторых вариантах осуществления получение диметилсульфида из кислого газа, содержащего метан и сероводород может, включать отделение метана и сероводорода из потока кислого газа; получение монооксида углерода и водорода из по меньшей мере части отделенного метана; получение метанола из по меньшей мере части полученного монооксида углерода и по меньшей мере части полученного водорода; и получение диметилсульфида из по меньшей мере части полученного метанола и по меньшей мере части отделенного сероводорода.
В некоторых вариантах осуществления получение диметилсульфида из кислого газа, содержащего метан и сероводород может, включать отделение метана и сероводорода из кислого газа; получение монооксида углерода и водорода из по меньшей мере части отделенного метана; получение метанола из части полученного монооксида углерода и части полученного водорода; получение метантиола из части полученного монооксида углерода, части полученного водорода, и по меньшей мере части отделенного сероводорода; и получение диметилсульфида из по меньшей мере части полученного метанола и по меньшей мере части полученного метантиола.
Композицию для извлечения нефти получают с помощью по меньшей мере части полученного диметилсульфида. В ряде случаев, композиция для извлечения нефти может содержать по меньшей мере примерно 75 мол. %. диметилсульфида, где часть или весь указанный диметилсульфид представляет собой полученный диметилсульфид. В ряде случаев композиции для извлечения нефти может содержать по меньшей мере 80 мол. %, или по меньшей мере 85 мол. %, или по меньшей мере 90 мол. %, или по меньшей мере 95 мол. %, или по меньшей мере 97 мол. %, или по меньшей мере, 99 мол. % диметилсульфида, где часть или весь указанный диметилсульфид представляет собой полученный диметилсульфид. В ряде случаев, композиция для извлечения нефти может по существу состоять из диметилсульфида или может состоять из диметилсульфида.
В ряде случаев, композиция для извлечения нефти может содержать диметилсульфид и один или несколько сорастворителей. Один или несколько сорастворителей предпочтительно являются смешивающимися с диметилсульфидом. Примеры подходящих сорастворителей могут включать, в числе прочего, о-ксилол, толуол, сероуглерод, дихлорметан, трихлорметан, С3-C8 алифатические и ароматические углеводороды, конденсаты природного газа, сероводород, дизельное топливо, керосин, простой диметиловый эфир, декантированную нефть и их смеси. В некоторых вариантах осуществления вода отсутствует в композиции для извлечения нефти (т.е. нет добавочной воды, кроме концентраций остаточной воды в компонентах композиции для извлечения нефти в условиях окружающей среды).
В некоторых случаях композиция для извлечения нефти, описанная в данном документе, предпочтительно является относительно не токсичной или является нетоксичной. Композиция для извлечения нефти может иметь водную токсичность LC50 (радужная форель) более 200 мг/л при 96-часовом воздействии. Композиция для извлечения нефти может иметь острую пероральную токсичность LD50 (мышь и крыса) от 535 мг/кг до 3700 мг/кг, острую кожную токсичность LD50 (кролик) более 5000 мг/кг, и острую токсичность при вдыхании LC50 (крыса) по меньшей мере 40250 ч/млн при 4-часовом воздействии.
В некоторых случаях композиция для извлечения нефти, описанная в данном документе, предпочтительно имеет относительно низкую плотность (например, не более 0,9 г/см3, или не более 0,85 г/см3).
В некоторых случаях композиция для извлечения нефти, описанная в данном документе, может иметь относительно высокую плотность энергии когезионной связи (например, от 300 Па до 410 Па, или от 320 Па до 400 Па).
Некоторые варианты осуществления могут также включать: введение указанной композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт, содержащий нефть; контактирование указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте; и добычу текучей среды из нефтеносного пласта, при этом добываемая текучая среда содержит по меньшей мере некоторую часть нефти из нефтеносного пласта. В некоторых случаях добываемая текучая среда также может содержать диметилсульфид. В некоторых случаях добываемая текучая среда также может содержать кислый газ, который содержит метан и сероводород.
Обратимся теперь к фиг. 1, иллюстрирующей приводимую в качестве примера систему настоящего изобретения, где система 100 содержит первый сепаратор 102, сконструированный и выполненный с возможностью приема кислого газа, содержащего метан и сероводород, например, по трубопроводу 104. Первый сепаратор 102 сконструирован и выполнен с возможностью отделения метана и отделения сероводорода из кислого газа. Метановый реактор 110 функциональна связан по текучей среде с первым сепаратором 102, например, по трубопроводу 106, для приема по меньшей мере части отделенного метана из первого сепаратора. Метановый реактор 110 сконструирован и выполнен с возможностью получения монооксида углерода и водорода из поступающего в него метана. Метанольный реактор 116 функционально связан по текучей среде с метановым реактором 110 для приема монооксида углерода и водорода из метанового реактора, например, по трубопроводам 112 и 114, соответственно. Метанольный реактор 116 сконструирован и выполнен с возможностью получения метанола из поступающих в него монооксида углерода и водорода. Диметилсульфидный реактор 120 функционально связан по текучей среде с метанольным реактором 116 для приема метанола из метанольного реактора, например, по трубопроводу 118, и функционально связан по текучей среде с первым сепаратором 102 для приема сероводорода из первого сепаратора, например, по трубопроводу 108. Диметилсульфидный реактор 120 сконструирован и выполнен с возможностью получения диметилсульфида из поступающих в него метанола и сероводорода. Система также включает в себя закачивающее устройство 124, которое сконструировано и выполнено с возможностью введения композиции для извлечения нефти, содержащей диметилсульфид, в нефтеносный пласт 126, и добывающее устройство 128, которое сконструировано и выполнено с возможностью добычи текучей среды, содержащей нефть, из нефтеносного пласта после введения композиции для извлечения нефти в пласт. Закачивающее устройство 124 функционально связано по текучей среде с диметилсульфидным реактором 120 для приема по меньшей мере части диметилсульфида из диметилсульфидного реактора, например, по трубопроводу 122, где диметилсульфид, поступающий в закачивающее устройство, представляет собой композицию для извлечения нефти, или включается в состав композиции для извлечения нефти, или уже входит в состав композиции для извлечения нефти. Добывающее устройство может добывать текучую среду, содержащую нефть, из пласта по трубопроводу 130. Закачивающее и добывающее устройства 124 и 128, соответственно, и нефтеносный пласт 126 обсуждаются далее в настоящем документе.
Что касается первого сепаратора 102, специалист в данной области, принимая во внимание раскрытие настоящего изобретения, должен определить известные способы и системы/установки, способные отделять метан и сероводород из кислого газа. Например, первый сепаратор 102 может быть жидкостным абсорбером или мокрым скруббером, использующим химический растворитель, такой как амин, например N-метилдиэтаноламин (MDEA), для избирательного поглощения H2S из кислого газа и отделения метана от H2S, или использующим физический растворитель, такой как метанол или смесь метанол/вода, содержащую по меньшей мере 50% масс. метанола при температуре ниже -40°С, или простой диметиловый эфир полиэтиленгликоля (DEPG) при температуре от -18°С до 175°С, или N-метил-2-пирролидон (NMP) при температуре от -5°С до 25°С, или пропиленкарбонат (PC) при температуре от -20°С до 65°С, для избирательного поглощения H2S из кислого газа. Поглощенный H2S может быть высвобожден из поглощающей жидкости отдельно от отделенного метана, с помощью нагревания поглощающей жидкости выше температуры, при которой жидкость поглощает H2S, с высвобождением H2S в качестве отходящего газа.
Что касается метанового реактора 110, специалист в данной области, принимая во внимание раскрытие настоящего изобретения, должен определить известные способы и системы/установки, способные производить монооксид углерода и водород из метана в соответствии с по меньшей мере одной из реакций: 
; СН4+H2O→СО+3H2; 2СН4+O2+CO2→3Н2+3СО+H2O; или 4СН4+O2+2H2O→10Н2+4СО. Например, монооксид углерода и водород могут быть получены из метана с помощью автотермического риформера, парового риформера метана, реактора каталитического частичного окисления, реактора частичного окисления, и тому подобного.
Что касается метанольного реактора 116, специалист в данной области, принимая во внимание раскрытие настоящего изобретения, должен определить известные способы и системы/установки, способные производить метанол из монооксида углерода и водорода по реакции: 
. Например, метанольные реакторы могут использовать катализаторы, включающие смесь меди, оксида цинка и оксида алюминия (Cu/ZnO/Al2O3), при давлении от примерно 5 МПа до примерно 10 МПа и при температуре от 200°С до 300°С для получения метанола из монооксида углерода и водорода.
Что касается диметилсульфидного реактора 120, специалист в данной области, принимая во внимание раскрытие настоящего изобретения, должен определить известные способы и системы/установки, способные производить диметилсульфид из метанола и сероводорода по реакции: 2СН3ОН+H2S→DMS+2Н2O. Например, в диметилсульфидном реакторе может использоваться твердый кислотный катализатор, обладающий умеренной кислотностью, например, катализатор La2O3/Al2O3, γ-Al2O3, или WO3/ZrO2, для получения диметилсульфида из метанола и сероводорода при температуре от 320°С до 420°С. Следует отметить, что получение диметилсульфида может предпочтительно включать избыток относительно стехиометрического количества метанола, используемого для получения диметилсульфида, чтобы свести к минимуму неполное протекание реакции, которое может давать значительные количества метантиола в диметилсульфидном продукте, например, метанол может подаваться в реактор DMS в молярном соотношении от 2,1:1 до 4:1 относительно сероводорода, подаваемого в реактор DMS. В отличие от диметилсульфида, метантиол является реакционноспособным и токсичным, и предпочтительно не производится в существенных количествах в описанных здесь способах. В некоторых случаях рециркуляционный контур может включаться для уменьшения образования метантиола в существенных количествах.
Обратимся теперь к фиг. 2, иллюстрирующей приводимую в качестве примера систему настоящего изобретения, где система 200 содержит первый сепаратор 102, сконструированный и выполненный с возможностью приема кислого газа, содержащего метан и сероводород, например, по трубопроводу 104. Первый сепаратор 102 сконструирован и выполнен с возможностью отделения метана и отделения сероводорода из кислого газа. Метановый реактор 110 функционально связан по текучей среде с первым сепаратором 102, например, по трубопроводу 106, для приема по меньшей мере части отделенного метана из первого сепаратора. Метановый реактор 110 сконструирован и выполнен с возможностью получения монооксида углерода и водорода из поступающего в него метана. Метанольный реактор 116 функционально связан по текучей среде с метановым реактором 110 для приема части монооксида углерода и части водорода из метанового реактора, например, по трубопроводам 112 и 114, соответственно. Метанольный реактор 116 сконструирован и выполнен с возможностью получения метанола из поступающих в него монооксида углерода и водорода. Метантиольный реактор 232 функционально связан по текучей среде с первым сепаратором 102 для приема сероводорода из первого сепаратора, например, по трубопроводу 108, и также функционально связан по текучей среде с метановым реактором 110 для приема части монооксида углерода и части водорода из метанового реактора, например, по трубопроводам 234 и 236 соответственно. Метантиольный реактор 232 сконструирован и выполнен с возможностью получения метантиола из поступающих в него сероводорода, монооксида углерода и водорода. Диметилсульфидный реактор 220 функционально связан по текучей среде с метанольным реактором 116 для приема метанола из метанольного реактора, например, по трубопроводу 118, и также функционально связан по текучей среде с метантиольным реактором 232 для приема метантиола из метантиольного реактора, например, по трубопроводу 238. Диметилсульфидный реактор 220 сконструирован и выполнен с возможностью получения диметилсульфида из поступающих в него метанола и метантиола. Система также содержит закачивающее устройство 124, которое сконструировано и выполнено с возможностью введения композиции для извлечения нефти, содержащей диметилсульфид, в нефтеносный пласт 126, и добывающее устройство 128, которое сконструировано и выполнено с возможностью добычи текучей среды, содержащей нефть, из нефтеносного пласта после введения композиции для извлечения нефти в пласт. Закачивающее устройство 124 функционально связано по текучей среде с диметилсульфидным реактором 220 для приема по меньшей мере части диметилсульфида из диметилсульфидного реактора, например, по трубопроводу 122, где диметилсульфид, поступающий в закачивающее устройство, представляет собой композицию для извлечения нефти, или включается в состав композиции для извлечения нефти, или уже вошел в состав композиции для извлечения нефти. Добывающее устройство может добывать текучую среду, содержащую нефть, из пласта 126 по трубопроводу 130.
Что касается метантиольного реактора 232, специалист в данной области, принимая во внимание раскрытие настоящего изобретения, должен определить известные способы и системы/установки, способные производить метантиол из монооксида углерода, водорода и сероводорода. Например, в метантиольном реакторе может использоваться каталитическая система, которая включает в себя WO3/Al2O3 или K2МoO4 при температуре от 300°С до 400°С, для получения метантиола из монооксида углерода, водорода, и сероводорода.
Что касается диметилсульфидного реактора 220, специалист в данной области, принимая во внимание раскрытие настоящего изобретения, должен определить известные способы и системы/установки, способные производить диметилсульфид из метанола и метантиола. Например, в диметилсульфидном реакторе 220 могут использоваться твердокислотные каталитические системы, обладающие умеренной кислотностью, например, каталитические системы La2O3/Al2O3, γ-Al2O3 или WO3/ZrO2, при температуре от 320°С до 420°С, для получения диметилсульфида из метанола и метантиола. Следует отметить, что в вышеупомянутых способах и системах получение диметилсульфида может предпочтительно включать избыток относительно стехиометрического количества метанола, используемого для получения диметилсульфида, чтобы свести к минимуму количество непрореагировавшего метантиола в диметилсульфидном продукте. В некоторых случаях рециркуляционный контур может включаться для уменьшения образования метантиола в существенных количествах.
В некоторых вариантах осуществления кислый газ из нефтеносного пласта может использоваться для получения диметилсульфида. Например, некоторые варианты осуществления могут включать в себя: добычу текучей среды из нефтеносного пласта, при этом добываемая текучая среда включает в себя кислый газ, содержащий метан и сероводород; отделение метана и отделение сероводорода из кислого газа; получение монооксида углерода и водорода из по меньшей мере части отделенного метана; получение метанола из по меньшей мере части полученного монооксида углерода и полученного водорода; и получение диметилсульфида из по меньшей мере части полученного метанола и по меньшей мере части отделенного сероводорода. В другом примере, диметилсульфид можно получать из полученного кислого газа через производство метантиола, как описано выше.
Обратимся теперь к фиг. 3, иллюстрирующей приводимую в качестве примера систему настоящего изобретения, где система 300 содержит добывающее устройство 128, которое сконструировано и выполнено с возможностью добычи текучей среды из нефтеносного пласта 338, при этом добываемая текучая среда содержит нефть и кислый газ, и при этом указанный кислый газ содержит метан и сероводород. Второй сепаратор 340 функционально связан по текучей среде с добывающим устройством 128 для приема добываемой текучей среды из добывающего устройства, например, по трубопроводу 339.
Второй сепаратор 340 сконструирован и выполнен с возможностью отделения кислого газа и отделения нефти из добываемой текучей среды. Второй сепаратор, например, может состоять из традиционного газожидкостного сепаратора, в котором кислый газ отделяется от жидкой нефти. Отделенная жидкая нефть может подаваться из второго сепаратора 340 в нефтехранилище 342, которое может быть функционально связано по текучей среде со вторым сепаратором, например, по трубопроводу 341.
Текучая среда, добываемая из нефтеносного пласта, может содержать диметилсульфид и воду в дополнение к нефти и кислому газу. Второй сепаратор 340 может быть сконструирован и выполнен с возможностью разделения нефти, кислого газа, диметилсульфида и воды в составе текучей среды, добытой из нефтеносного пласта, на отдельные компоненты. Как было отмечено выше, второй сепаратор 340 может содержать обычный газожидкостный сепаратор для отделения кислого газа от жидких компонентов добытой текучей среды, таких как жидкая нефть, вода и диметилсульфид. Второй сепаратор 340 также может содержать обычный водосепараторный сосуд для отделения жидкой нефти и диметилсульфида от воды. Второй сепаратор также может содержать обычную перегонную или испарительную колонну для отделения диметилсульфида от жидкой нефти. Некоторые варианты осуществления, описанные в данном документе, могут включать разделение добытого потока текучей среды на его компоненты или смеси компонентов. Например, некоторые варианты осуществления могут включать отделение кислого газа из добытой текучей среды. В другом примере, некоторые варианты осуществления могут включать отделение кислого газа и нефти из добытой текучей среды. В еще одном примере некоторые варианты осуществления могут включать отделение кислого газа, нефти и воды из добытой текучей среды. В другом примере некоторые варианты осуществления могут включать отделение кислого газа, нефти, воды и диметилсульфида из добытой текучей среды. В некоторых случаях индивидуальные компоненты, выделенные из добытой текучей среды, могут храниться. В некоторых случаях индивидуальные компоненты, выделенные из добытой текучей среды, могут транспортироваться в другое местоположение. В некоторых случаях индивидуальные компоненты, выделенные из добытой текучей среды, могут использоваться в системах, описанных в данном документе.
Второй сепаратор 340 может быть функционально связан по текучей среде с первым сепаратором 102 для того, чтобы обеспечивать первый сепаратор 102 кислым газом, например, по трубопроводу 343. Первый сепаратор 102 может разделять кислый газ на метан и сероводород, как описано выше. Система, проиллюстрированная на фиг. 3, содержит метановый реактор 110, метанольный реактор 116 и диметилсульфидный реактор 120, каждый из которых соответствующим образом функционально соединен по текучей среде, как описано применительно к фиг. 1. Как проиллюстрировано, диметилсульфид, полученный с помощью диметилсульфидного реактора 120, передается по трубопроводу 344.
В некоторых вариантах осуществления трубопровод 344 может функционально соединять по текучей среде нефтеносный пласт с диметилсульфидным реактором 120, при этом нефтеносный пласт может быть нефтеносным пластом 338, из которого получают указанный кислый газ, или другим нефтеносным пластом (например, с включением закачивающего устройства, аналогичного устройству 124 на фиг. 1 и фиг. 2 в системе 300). В некоторых вариантах осуществления трубопровод для транспортировки диметилсульфида в другое местоположение может быть функционально соединен по текучей среде с диметилсульфидным реактором 120, например, по трубопроводу 344.
Система в соответствии с настоящим изобретением может представлять собой гибрид из систем 100 и 300, соответственно, на фиг. 1 и фиг. 3. А именно, добывающее устройство 128 фиг.1 может быть добывающим устройством 128 фиг. 3, и система может содержать трубопровод 122 и устройство 124 фиг. 1 и Трубопровод 344 фиг. 3, при этом трубопроводы 344 и 122 могут функционально соединять по текучей среде диметилсульфидный реактор 120 фиг. 3 с закачивающим устройством 124 фиг. 1. В данном варианте осуществления по меньшей мере некоторая часть диметилсульфида, полученного из кислого газа, добытого из нефтеносного пласта, будет вводиться в указанный нефтеносный пласт в композиции для извлечения нефти, для добычи нефти из нефтеносного пласта.
В некоторых вариантах осуществления по меньшей мере часть нефти из добытой текучей среды может быть отделена от добытой текучей среды и транспортирована в другое местоположение (например, по трубопроводу или с помощью автомобильного транспорта). В некоторых вариантах осуществления отделенная нефть может иметь вязкость, превышающую примерно 350 сП (350 мПа⋅с), что может являться достаточно высокой вязкостью, затрудняющей перекачивание нефти, или может потребовать значительных затрат энергии для перекачивания нефти. Таким образом, некоторые варианты осуществления могут включать смешивание достаточного количества диметилсульфида (или композиции для извлечения нефти, содержащей диметилсульфид) с нефтью для снижения вязкости нефти до величины не более 350 сП (350 мПа⋅с), или не более 250 сП (250 мПа⋅с), или не более 150 сП (150 мПа⋅с). Диметилсульфид, используемый для снижения вязкости нефти, может представлять собой по меньшей мере часть диметилсульфида, полученного из кислого газа, по меньшей мере часть диметилсульфида, выделенного из текучей среды, добытой из нефтеносного пласта, или любой другой источник диметилсульфида.
Что касается устройств для введения текучей среды в нефтеносный пласт и добычи текучих сред из него, специалист в данной области, принимая во внимание раскрытие настоящего изобретения, определит известные способы и системы/установки/устройства, способные осуществлять введение композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт и добычу текучей среды, содержащий нефть, из нефтеносного пласта, которые могут быть одиночной системой/установкой/устройством (например, одиночной скважиной, содержащей устройства закачки и добычи) или отдельными системами/установками/устройствами (например, нагнетательной скважиной в сочетании с добывающей скважиной).
Нефтеносный пласт может являться в некоторых вариантах осуществления подземным пластом. Подземный нефтеносный пласт может содержать один или несколько материалов с пористой матрицей, выбранных из группы, состоящей из пористой минеральной матрицы, пористой породной матрицы, и сочетания пористой минеральной матрицы и пористой породной матрицы, при этом материал с пористой матрицей может находиться под перекрывающими породами на глубине в диапазоне от 50 м до 6000 м, или от 100 м до 4000 м, или от 200 м до 2000 м ниже земной поверхности. Подземный нефтеносный пласт может являться подводным пластом.
Обратимся теперь к фиг. 4, на которой показана система 400 для введения композиции для извлечения нефти в подземный нефтеносный пласт. Система 400 включает в себя хранилище 401 композиции для извлечения нефти, функционально связанное по текучей среде с установкой 403 закачивания/добычи по трубопроводу 405. Хранилище 401 композиции для извлечения нефти может быть функционально связано по текучей среде с диметилсульфидными реакторами фиг. 1-3, как описано в данном документе, для приема диметилсульфида из диметилсульфидного реактора. Установка 403 закачивания/добычи может быть функционально связана по текучей среде со скважиной 407 для подачи композиции для извлечения нефти, содержащей по меньшей мере 75 мол. % диметилсульфида, в скважину. Скважина может простираться от установки 403 закачивания/добычи в нефтеносный пласт 409, включающий в себя, например, один или несколько участков 411, 413 и 415 пласта, образованных из материалов с пористыми матрицами, таких как описано выше, расположенных под перекрывающими породами 417. Как показано стрелкой вниз в скважине 407, композиция для извлечения нефти может поступать из установки 403 закачивания/добычи через скважину для введения в пласт 409, например, в участок 413 пласта, причем установка 403 закачивания/добычи и скважина 407, или сама скважина 407, включают (включает) в себя закачивающее устройство для введения композиции для извлечения нефти в пласт 409. Закачивающее устройство для введения композиции для извлечения нефти в пласт 409 может состоять из насоса 410 для доставки композиции для извлечения нефти к перфорациям или отверстиям в скважине, через которые композиция для извлечения нефти может быть закачана в пласт.
Специалист в данной области, принимая во внимание раскрытие настоящего изобретения, должен определить условия, при которых композиция для извлечения нефти может вводиться в пласт. Например, для предотвращения гидроразрыва пласта, композиция для извлечения нефти может закачиваться в пласт под давлением в диапазоне от мгновенного давления в пласте вплоть до давления гидроразрыва пласта, но не включая последнее.
По мере введения композиции для извлечения нефти в пласт 409, композиция для извлечения нефти распространяется в пласт, как показано стрелками 419. Непосредственно после введения в пласт 409 композиция для извлечения нефти контактирует и образует смесь с частью нефти в пласте. Композиция для извлечения нефти является смешивающейся с нефтью в пласте, при этом композиция для извлечения нефти мобилизует по меньшей мере часть нефти в пласте после смешивания с нефтью: В некоторых случаях, для усиления мобилизации нефти, композиция для извлечения нефти может быть оставлена для впитывания в пласте после введения композиции для извлечения нефти в пласт для смешивания с нефтью и мобилизации нефти в пласте. Композиция для извлечения нефти может быть оставлена для впитывания в пласте на некоторый период времени от примерно 1 часа до примерно 15 дней, предпочтительно от примерно 5 часов до примерно 50 часов.
Как показано на фиг. 5, после введения композиции для извлечения нефти в пласт 409 и после периода впитывания, текучая среда, содержащая нефть и, необязательно, кислый газ, диметилсульфид и воду, как описано выше, может быть извлечена и добыта из пласта 409, как показано стрелками 421, и направляется обратно вверх по скважине 407 в установку 403 закачивания/добычи. Добывающее устройство для извлечения и добычи поступающей текучей среды из пласта 409 может состоять из насоса 412, который может находиться в установке 403 закачивания/добычи и/или внутри скважины 407, и который может откачивать добываемую из пласта текучую среду с подачей добываемой текучей среды в установку 403.
В качестве альтернативы, устройство для извлечения и добычи текучей среды из пласта 409 может включать в себя компрессор 414. Компрессор 414 может быть функционально связан по текучей среде с помощью трубопровода 416 с резервуаром 429 для хранения газа и может сжимать газ из резервуара для хранения газа для закачивания в пласт 409 через скважину 407. Компрессор может сжимать газ до давления, достаточного для проведения добычи добываемой текучей среды из пласта через скважину 407, при этом подходящее давление может быть определено общепринятыми способами, известными специалистам. Сжатый газ может закачиваться в пласт из другого положения в скважине 407, чем положение в скважине, из которого текучая среда добывается из пласта, например, сжатый газ может закачиваться в пласт на участке 411 пласта, тогда как текучая среда добывается из пласта на участке 413 пласта.
Установка 403 закачивания/добычи может содержать сепарационную установку 423, которая может соответствовать второму сепаратору 340, как показано на фиг. 3. Сепарационная установка 423 может быть образована из традиционного газожидкостного сепаратора для отделения кислого газа от нефти, диметилсульфида и воды; традиционного сепаратора углеводородов и воды для отделения воды от нефти и диметилсульфида; и традиционной ректификационной колонны для отделения диметилсульфида от нефти.
Отделенная нефть может быть подана из сепарационной установки 423, входящей в состав установки 403 закачивания/добычи, в резервуар 425 для хранения жидкой нефти, который может быть функционально связан по текучей среде с сепарационной установкой в составе установки закачивания/добычи с помощью трубопровода 427. Отделенный кислый газ может быть подан из сепарационной установки 423, входящей в состав установки 403 закачивания/добычи, в резервуар 429 для хранения газа, который может быть функционально связан по текучей среде с сепарационной установкой в составе установки закачивания/добычи с помощью трубопровода 431. Отделенный добытый диметилсульфид может быть подан из сепарационной установки 423, входящей в состав установки закачивания/добычи, в хранилище 401 композиции для извлечения нефти, которое может быть функционально связано по текучей среде с сепарационной установкой в составе установки закачивания/добычи, с помощью трубопровода 433. В качестве альтернативы, отделенный добытый диметилсульфид может подаваться из сепарационной установки 423, входящей в состав установки 403 закачивания/добычи, в устройство 410 закачивания для повторного закачивания в пласт 409, причем сепарационная установка 423 может быть функционально связана по текучей среде с устройством 410 закачивания по трубопроводу 418 для подачи отделенного добытого диметилсульфида из сепарационной установки 423 в устройство 410 закачивания. Отделенная вода может быть подана из сепарационной установки 423, входящей в состав установки 403 закачивания/добычи, в резервуар 435 для воды, который может быть функционально связан по текучей среде с сепарационной установкой в составе установки закачивания/добычи, с помощью трубопровода 437. Резервуар 435 для воды может быть функционально связан по текучей среде с устройством 410 закачивания с помощью трубопровода 439 для повторной закачки воды, добытой из пласта, обратно в пласт.
Специалист в данной области, принимая во внимание раскрытие настоящего изобретения, должен определить модификации устройств для введения композиции для извлечения нефти в подземный пласт и добычи добываемой текучей среды из пласта. Например, может использоваться система из двух или более скважин, где по меньшей мере одна скважина является нагнетательной скважиной, и по меньшей мере одна скважина является добывающей скважиной. Например, закачивающее устройство для введения композиции для извлечения нефти, содержащей по меньшей мере 75 мол. % диметилсульфида, в подземный пласт, может находиться на первой скважине, простирающейся в подземный пласт, и добывающее устройство для добычи текучей среды из подземного пласта может находиться на второй скважине, простирающейся в подземный пласт.
В некоторых вариантах осуществления системы, описанные в данном документе, могут быть модифицированы для соответствия схеме расположения скважин. Например, два или более закачивающих устройства для введения композиции для извлечения нефти, содержащей диметилсульфид, в нефтеносный пласт могут быть функционально связаны по текучей среде с диметилсульфидным реактором, описанным в данном документе, с тем, чтобы подавать композицию для извлечения нефти в два или более закачивающих устройства. Два или более добывающих устройства для добычи текучей среды из нефтеносного пласта могут быть функционально связаны по текучей среде со вторым сепаратором, описанным в данном документе, для подачи в него потока кислого газа. Некоторые варианты осуществления могут быть сочетанием вышеперечисленного.
В некоторых случаях, схема расположения может включать в себя скважины, выполненные с возможностью введения композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт и добычи текучей среды из нефтеносного пласта. В некоторых случаях, схема расположения может включать в себя первую группу скважин, выполненных с возможностью введения композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт, и вторую группу скважин, выполненных с возможностью добычи текучей среды из нефтеносного пласта.
Обратимся теперь к фиг. 6, на которой показана приводимая в качестве примера схема расположения 600, содержащая описанные в данном документе системы. Схема расположения 600 включает в себя первую группу 602 скважин (обозначенную горизонтальными линиями), вторую группу 604 скважин (обозначенную диагональными линиями), и систему 606, которая содержит по меньшей мере второй сепаратор, диметилсульфидный реактор и соответствующие другие компоненты между ними, как описано, например, на фиг. 1-3. В некоторых случаях первая группа 602 скважин может включать в себя множество добывающих скважин (например, устройства для добычи текучей среды из нефтеносного пласта), которые могут по отдельности быть функционально связанными по текучей среде со вторым сепаратором, описанным в данном документе, для подачи в него кислого газа, а вторая группа 604 скважин может включать в себя множество нагнетательных скважин (например, устройства для введения композиции для извлечения нефти, содержащей диметилсульфид, в нефтеносный пласт), которые по отдельности могут быть функционально связаны по текучей среде с диметилсульфидным реактором, описанным в данном документе, для того, чтобы подавать композицию для извлечения нефти, содержащую диметилсульфид, в нагнетательные скважины.
В некоторых вариантах осуществления схема расположения 600 скважин может содержать от примерно 10 до примерно 1000 скважин, например, от примерно 5 до примерно 500 скважин в первой группе 602 скважин, и от примерно 5 до примерно 500 скважин во второй группе 604 скважин.
В некоторых вариантах осуществления схема расположения 600 скважин может включать примерно 1 систему 606 от на каждую скважину до на 50 скважин.
Специалист в данной области, принимая во внимание раскрытие настоящего изобретения, должен определить подходящее расстояние между одиночными скважинами и между скважинами и системой 606.
Для обеспечения лучшего понимания настоящего изобретения приводятся следующие примеры предпочтительных или иллюстративных вариантов осуществления. Нижеследующие примеры никоим образом не следует считать ограничивающими или определяющими объем изобретения.
Примеры
DMS в качестве агента EOR примера 1. Оценивали качество диметилсульфида как агента для извлечения нефти на основе смешиваемости диметилсульфида с сырой нефтью по сравнению с другими соединениями. Смешиваемость диметилсульфидного, этилацетатного, о-ксилольного, сероуглеродного, хлороформного, дихлорметанового, тетрагидрофуранового и пентанового растворителей с добываемыми нефтеносными песками Маскег Ривер измеряли с помощью экстракции нефтеносных песков растворителями при 10°С и при 30°С с определением доли углеводородов, экстрагированных из нефтяных песков растворителями. Содержание битума добываемых нефтеносных песков Маскег Ривер измеряли при средних значениях выхода битумного экстракта 11% масс. для растворителей, которые, как известно, эффективно извлекали по существу весь битум из нефтеносных песков, в частности, для хлороформа, дихлорметана, о-ксилола, тетрагидрофурана и сероуглерода. На каждый растворитель для каждой температуры экстрагирования готовили один образец нефтеносных песков, при этом растворителями, используемыми для экстракции образцов нефтеносных песков, были диметилсульфид, этилацетат, о-ксилол, сероуглерод, хлороформ, дихлорметан, тетрагидрофуран и пентан. Каждый образец нефтеносных песков взвешивали и помещали в целлюлозную экстракционную гильзу, которую помещали на пористый полиэтиленовый опорный диск в снабженном рубашкой стеклянном цилиндре с клапаном регулирования скорости падения капель. Каждый образец нефтеносных песков затем экстрагировали выбранным растворителем при выбранной температуре (10°С или 30°С) в циклическом эксперименте контактирования и слива, в котором время контактирования находилось в диапазоне от 15 до 60 мин. Использовали свежий контактирующий растворитель, и циклическую экстракцию повторяли до тех пор, пока раствор, сливаемый из устройства, не становился бледно-коричневого цвета.
Экстрагированные растворы десорбировали от растворителя с помощью роторного испарителя и затем сушили в вакууме для удаления остаточного растворителя. Все полученные образцы битума содержали остаточный растворитель в диапазоне от 3% масс, до 7% масс. Остаточную твердую фазу и экстракционную гильзу сушили на воздухе, взвешивали и затем сушили в вакууме. По существу не наблюдали потери в весе после вакуумной сушки остаточной твердой фазы, что указывает, что твердая фаза не сохраняла ни экстрагирующего растворителя, ни легкоподвижной воды. В совокупности, вес твердой фазы или образца и гильзы, полученный после экстракции, плюс количество битума, извлеченное после экстракции, деленные на массу исходного образца нефтеносных песков вместе с массой гильзы, представляют сходимость в весе для экстракций. Вычисленный процент сходимости в весе образцов был несколько выше, поскольку полученные для битума значения не были скорректированы на 3-7% масс. остаточного растворителя. Результаты экспериментов по экстракции обобщены в таблице 1.
На фиг. 7 представлен график, показывающий массовый процент выхода экстрагированного битума в зависимости от экстракционной текучей среды при 30°С, с применением поправочного коэффициента для остаточной экстракционной текучей среды в извлеченном битуме, и на фиг. 8 представлен аналогичный график для экстракции при 10°С без поправочного коэффициента. На фиг. 7 и фиг. 8, и в таблице 1 видно, что диметилсульфид сравним по извлечению битума из нефтеносного песка с наиболее известными текучими средами для извлечения битума из нефтеносного песка - о-ксилолом, хлороформом, сероуглеродом, дихлорметаном, тетрагидрофураном, - и значительно лучше, чем пентан и этилацетат.
Образцы битума, экстрагированные при 30°С из каждого образца нефтеносных песков, оценивали с помощью SARA-анализа (анализ насыщенных углеводородов, ароматических соединений, смол и асфальтенов), чтобы определить содержание насыщенных углеводородов, ароматических соединений, смол и асфальтенов в образцах битума, экстрагированных каждым растворителем. Результаты показаны в таблице 2.
SARA-анализ показал, что пентан и этилацетат были гораздо менее эффективными для экстракции асфальтенов из нефтеносных песков, чем известные высокоэффективные текучие среды для экстракции битума, такие как дихлорметан, сероуглерод, о-ксилол, тетрагидрофуран и хлороформ. SARA-анализ также показал, что диметилсульфид обладает превосходными свойствами смешиваемости даже для наиболее трудных углеводородов - асфальтенов.
Данные показали, что диметилсульфид, как правило, настолько же хорош, как и общепризнанные очень хорошие экстракционные текучие среды для извлечения битума из нефтяных песков, и полностью совместим с насыщенными углеводородами, ароматическими соединениями, смолами и асфальтенами.
DMS в качестве агента EOR примера 2. Оценивали качество диметилсульфида как агента для извлечения нефти, исходя из свойств понижения вязкости сырой нефти диметилсульфидом. Три типа сырых нефтей, имеющих различающиеся в широких пределах характеристики вязкости, - африканскую парафинистую сырую нефть, ближневосточную асфальтеновую сырую нефть и канадскую асфальтеновую сырую нефть, смешивали с диметилсульфидом. Некоторые свойства трех сырых нефтей приведены в таблице 3.
Контрольный образец каждой сырой нефти готовили не содержащим диметилсульфида, и образцы каждой сырой нефти готовили и смешивали с диметилсульфидом для получения образцов сырой нефти, содержащих возрастающие концентрации диметилсульфида. Каждый образец каждой сырой нефти нагревали до 60°С для растворения любых содержащихся в нем парафинов и получения возможности взвешивания однородной жидкости, взвешивали, позволяли охладиться в течение ночи, затем смешивали с выбранным количеством диметилсульфида. Образцы смеси сырая нефть/диметилсульфид далее нагревали до 60°С и перемешивали, чтобы обеспечить однородную смесь диметилсульфида в образцах. Измерения абсолютной (динамической) вязкости каждого из образцов осуществляли с помощью реометра и датчика в закрытом тигле в сборе. Измерения вязкости каждого из образцов западноафриканской парафинистой сырой нефти и ближневосточной асфальтеновой сырой нефти осуществляли при 20°С, 40°С, 60°С, 80°С, и затем снова при 20° после охлаждения от 80°С, при этом второе измерение при 20°С осуществляли для измерения вязкости в отсутствии парафинов, поскольку образование парафина происходит достаточно медленно, что позволяет осуществить измерение вязкости при 20°С без парафина. Измерения вязкости каждого из образцов канадской асфальтеновой сырой нефти проводили при 5°С, 10°С, 20°С, 40°С, 60°С, 80°С. Результаты измерения вязкости для каждой из сырых нефтей представлены в таблицах 4, 5 и 6 ниже.
На фиг. 9, 10 и 11 показаны графики Log[Log (вязкости)] в зависимости от Log[температуры °K], полученные на основе измеренных значений вязкости в таблицах 4, 5 и 6, соответственно, иллюстрирующие влияние возрастания концентрации диметилсульфида на уменьшение вязкости образцов сырой нефти.
Измеренные значения вязкости и графики показывают, что диметилсульфид эффективен для значительного понижения вязкости сырой нефти в широком диапазоне исходных значений вязкости сырой нефти.
DMS в качестве агента EOR примера 3. Дополнительное извлечение нефти из керна пласта с помощью композиции для извлечения нефти, состоящей из диметилсульфида, следующее за извлечением нефти из керна с помощью заводнения, измеряли для оценки эффективности DMS как третичного агента для извлечения нефти.
Два керна песчаника Berea длиной 5,02 см с диаметром керна 3,78 см и проницаемостью от 925 до 1325 мД насыщали насыщенным солевым раствором, имеющим состав, показанный в таблице 7.
После насыщения кернов насыщенным солевым раствором насыщенный солевой раствор вытесняли ближневосточной асфальтеновой сырой нефтью, имеющей характеристики, указанные выше в таблице 3, для насыщения кернов нефтью.
Нефть извлекали из каждого насыщенного нефтью керна с помощью добавления насыщенного солевого раствора в керн под давлением и последующего добавления DMS в керн под давлением. Каждый керн обрабатывали следующим образом для определения количества нефти, извлеченной из керна при добавлении насыщенного солевого раствора с последующим добавлением DMS. Нефть первоначально вытесняли из керна добавлением насыщенного солевого раствора в керн под давлением. К керну прикладывали обжимное давление 1 МПа при добавлении насыщенного солевого раствора, и скорость поступления насыщенного солевого раствора в керн устанавливали на уровне 0,05 мл/мин. Керн поддерживали при температуре 50°С во время вытеснения нефти из керна насыщенным солевым раствором. Нефть получали и собирали из керна во время вытеснения нефти из керна насыщенным солевым раствором до тех пор, пока не отмечалось прекращение поступления нефти (24 ч). После того, как вытеснение нефти из керна насыщенным солевым раствором прекращалось, нефть вытесняли из керна с помощью добавления DMS в керн под давлением. DMS добавляли в керн при скорости поступления 0,05 мл/мин в течение 32 ч для первого керна и в течение 15 ч для второго керна. Нефть, вытесненную из керна во время добавления DMS в керн, собирали отдельно от нефти, вытесненной при добавлении насыщенного солевого раствора в керн.
Образцы нефти, собранные из каждого керна с помощью вытеснения насыщенным солевым раствором и с помощью вытеснения DMS, отделяли от воды экстракцией дихлорметаном, и выделенный органический слой сушили над сульфатом натрия. После испарения летучих компонентов из выделенного, высушенного органического слоя каждого образца нефти количество нефти, вытесненное при добавлении в керн насыщенного солевого раствора, и количество нефти, вытесненное при добавлении в керн DMS, взвешивали. Летучие компоненты также испаряли из образца ближневосточной асфальтеновой сырой нефти, чтобы иметь возможность внести поправку на потерю легких фракций при испарении. В таблице 8 показано количество нефти, полученной из каждого керна при вытеснении насыщенным солевым раствором и последующем вытеснении DMS.
Как показано в таблице 8, DMS является достаточно эффективным для извлечения дополнительного количества нефти из керна пласта после извлечения нефти из керна с помощью заводнения насыщенным солевым раствором: извлекается приблизительно 60% нефти, остающейся в керне после заводнения.
Таким образом, настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения упомянутых целей и преимуществ, а также целей и преимуществ, которые являются неотъемлемыми для данного изобретения. Конкретные варианты осуществления, описанные выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение можно модифицировать и практически применять различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники, использующих преимущества изобретения, описанного в данном документе. Более того, на детали конструкции или дизайн, приведенные в настоящем документе, не налагается ограничений, кроме описанных ниже в формуле изобретения. Поэтому является очевидным, что конкретные иллюстративные варианты осуществления, раскрытые выше, можно изменять, объединять или модифицировать, и все такие изменения считаются входящими в объем настоящего изобретения. Изобретение, описанное в настоящем документе для иллюстрации, соответствующим образом может быть осуществлено в отсутствие любого элемента, не описанного специальным образом в настоящем документе, и/или любого необязательного элемента, описанного в настоящем документе. Хотя композиции и способы описаны терминами «охватывающие», «содержащие» или «включающие» различные компоненты или стадии композиций и способов также могут «состоять по существу из» или «состоять из» различных компонентов и стадий. Всякий раз, когда описывается численный диапазон с нижним пределом и верхним пределом, любое число и любой включенный диапазон в пределах данного диапазона являются конкретно раскрытыми. В частности, каждый диапазон значений (в форме «от примерно «a» до примерно «b», или равнозначно, «от приблизительно «a» до «b», или равнозначно, «от приблизительно а-b»), описанный в настоящем документе, следует понимать как указывающий на каждое число и диапазон в более широком диапазоне значений. Также термины в формуле изобретения имеют свое прямое обычное значение, если иное не определено недвусмысленно и ясно патентообладателем. Более того, формы единственного числа, используемые в формуле изобретения, определяются в настоящем документе как означающие один или несколько элементов, которые они вводят.
1. Способ добычи нефти, включающий в себя:
отделение метана и отделение сероводорода из кислого газа, содержащего метан и сероводород;
получение монооксида углерода и водорода из по меньшей мере части отделенного метана;
получение метанола из по меньшей мере части полученного монооксида углерода и по меньшей мере части полученного водорода;
получение диметилсульфида из по меньшей мере части полученного метанола и по меньшей мере части отделенного сероводорода;
получение композиции для извлечения нефти, которая содержит по меньшей мере 75 мол.% диметилсульфида, из по меньшей мере части полученного диметилсульфида;
введение указанной композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт, содержащий нефть;
контактирование указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте; и
после контактирования указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте добычу текучей среды из указанного нефтеносного пласта, при этом добываемая текучая среда содержит по меньшей мере часть нефти из нефтеносного пласта.
2. Способ по п.1, в котором добываемая текучая среда также содержит кислый газ.
3. Способ по п.2, дополнительно включающий в себя:
выделение нефти и выделение кислого газа из добытой текучей среды, при этом по меньшей мере часть выделенного кислого газа представляет собой часть кислого газа, разделяемого на метан и сероводород.
4. Способ по п.1, в котором добываемая текучая среда также содержит диметилсульфид.
5. Способ по п.4, дополнительно включающий в себя:
выделение нефти и выделение диметилсульфида из добываемой текучей среды; и
получение по меньшей мере части указанной композиции для извлечения нефти с использованием диметилсульфида, выделенного из добываемой текучей среды.
6. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя:
выделение нефти из добываемой текучей среды, при этом нефть имеет вязкость более 350 cП; и
смешивание диметилсульфида с нефтью, выделенной из добываемой текучей среды, в количестве, эффективном для снижения вязкости смеси до менее 350 сП.
7. Способ по п.1, в котором указанный диметилсульфид получают на площадке скважины, где указанную композицию для извлечения нефти вводят в нефтеносный пласт.
8. Способ по п.1, в котором указанную композицию для извлечения нефти вводят в нефтеносный пласт путем закачивания через первую скважину, простирающуюся в нефтеносный пласт.
9. Способ по п.8, в котором текучая среда, содержащая нефть, добывается из нефтеносного пласта через указанную первую скважину.
10. Способ по п.8, в котором текучая среда, содержащая нефть, добывается из нефтеносного пласта через вторую скважину, простирающуюся в нефтеносный пласт.
11. Способ по любому из пп.1-10, в котором нефтеносный пласт представляет собой подземный пласт, находящийся на глубине по меньшей мере 75 м ниже поверхности земли.
12. Система для добычи нефти, содержащая:
первый сепаратор, сконструированный и выполненный с возможностью приема кислого газа, содержащего метан и сероводород, причем указанный первый сепаратор сконструирован и выполнен с возможностью отделять метан и сероводород из указанного кислого газа;
метановый реактор, функционально связанный по текучей среде с указанным первым сепаратором для приема по меньшей мере части отделенного метана из первого сепаратора, причем указанный метановый реактор сконструирован и выполнен с возможностью получения монооксида углерода и водорода из поступающего в него метана;
метанольный реактор, функционально связанный по текучей среде с указанным метановым реактором для приема монооксида углерода и водорода из метанового реактора, причем указанный метанольный реактор сконструирован и выполнен с возможностью получения метанола из поступающего в него монооксида углерода и водорода;
диметилсульфидный реактор, функционально связанный по текучей среде с указанным метанольным реактором для приема метанола из метанольного реактора и функционально связанный по текучей среде с указанным первым сепаратором для приема сероводорода из первого сепаратора, причем указанный диметилсульфидный реактор сконструирован и выполнен с возможностью получения диметилсульфида из поступающих в него метанола и сероводорода;
закачивающее устройство, функционально связанное по текучей среде с указанным диметилсульфидным реактором для приема диметилсульфида из диметилсульфидного реактора, причем указанное закачивающее устройство сконструировано и выполнено с возможностью введения композиции для извлечения нефти, содержащей диметилсульфид, полученный из указанного диметилсульфидного реактора, в нефтеносный пласт;
добывающее устройство, которое сконструировано и выполнено с возможностью добывать текучую среду, содержащую нефть, из указанного нефтеносного пласта.
13. Система по п.12, в которой указанный нефтеносный пласт также содержит кислый газ, содержащий метан и сероводород, и в которой добываемая текучая среда также содержит кислый газ, содержащий метан и сероводород.
14. Система по п.13 дополнительно содержащая:
второй сепаратор, функционально связанный по текучей среде с указанным добывающим устройством для приема добываемой текучей среды из добывающего устройства, при этом указанный второй сепаратор сконструирован и выполнен с возможностью разделения добываемой текучей среды на кислый газ и нефть;
при этом указанный второй сепаратор функционально связан по текучей среде с указанным первым сепаратором, и по меньшей мере часть кислого газа, отделенного во втором сепараторе, подается в первый сепаратор.
15. Система по п.14, в которой добываемая текучая среда также содержит диметилсульфид, указанный второй сепаратор сконструирован и выполнен с возможностью отделения диметилсульфида из добываемой текучей среды, причем указанный второй сепаратор функционально связан по текучей среде с указанным закачивающим устройством для подачи отделенного диметилсульфида в закачивающее устройство, и в которой указанное закачивающее устройство сконструировано и выполнено с возможностью введения отделенного диметилсульфида в указанный нефтеносный пласт.
16. Система по п.12 или по любому из пп.13-15, в которой указанное закачивающее устройство расположено на первой скважине, простирающейся в нефтеносный пласт.
17. Система по п.16, в которой указанное добывающее устройство расположено на первой скважине, простирающейся в нефтеносный пласт.
18. Система по п.16, в которой указанное добывающее устройство расположено на второй скважине, простирающейся в нефтеносный пласт.
