分离油和/或气混合物的系统和方法与流程

文档序号:12041268
分离油和/或气混合物的系统和方法与流程
本发明涉及生产油和/或气混合物、然后分离所述混合物的系统和方法。

背景技术:
强化油采收(EOR)可在世界范围内用来增加油田的油采收。存在三种主要类型的EOR,即热、化学品/聚合物和气体注入,它们可用来增加贮层的油采收,使之超过传统方法可能达到的采油量,从而有可能延长油田寿命和提高油采收率。热强化采收通过对贮层加热来起作用。最广泛应用的形式为蒸汽驱油,其降低了油的粘度从而油可流向生产井。化学驱油通过降低截留残油的毛细管力增加油采收。聚合物驱油提高注入水的驱扫效率。可混溶物注入以与化学驱油相类似的方式起作用。通过注入与油可混溶的流体,可以采收截留的残余油。参考图1,其中描述了现有技术的系统100。系统100包括地下地层102、地下地层104、地下地层106和地下地层108。在地面提供生产设施110。井112穿过地层102和104,和终止于地层106。部分地层106在114处表示。油和气通过井112由地层106产生至生产设施110。气体和液体相互分离,气体贮存在气体贮存设备116中和液体贮存在液体存贮设备118中。美国专利US2,859,818公开了通过注入溶剂由地层采收石油的方法。溶剂可以为烃熔剂如醇、汽油、煤油、二甲醚、具有2-5个碳原子的其它烃、或混合物。美国专利US2、859、818在此全文引入作为参考。美国专利US2,910,123公开了通过注入溶剂由地层采收石油的方 法。溶剂可以为烃熔剂如醇、汽油、煤油、二甲醚、具有2-5个碳原子的其它烃、或混合物。PCT专利申请公开WO2010/02693公开了一种方法,所述方法包括:从地层采收碳源;将至少部分所述碳源转化为合成气;将至少部分合成气转化为醚;和向地层中注入至少部分所述醚。PCT专利申请公开WO2008/141051公开了一种由地下地层生产油和/或气的系统,所述系统包括:地层上面的井;向地层注入强化油采收制剂的机构,其中所述强化油采收制剂包括二甲醚;和由地层生产油和/或气的机构。PCT专利申请公开WO2008/140180公开了一种由地下地层生产油和/或气的系统,所述系统包括:地层上面的井;向地层注入强化油采收制剂的机构,所述强化油采收制剂包括水和添加剂;和由地层生产油和/或气的机构。本领域中需要强化油采收的改进系统和方法。本领域中还需要应用溶剂强化水驱的用于强化油采收的改进系统和方法。本领域中还需要用于改进EOR驱油操作的溶剂回收和循环的改进系统和方法。

技术实现要素:
在一个方面,本发明提供一种从地下地层生产油和气的系统,所述系统包括:地层上面的井;向地层注入强化油采收制剂的机构,所述强化油采收制剂包括水和溶剂;由地层生产水、溶剂、油和气的机构;用于分离油、水和第一部分溶剂与气体和第二部分溶剂的分离器;和用于使气体和第二部分溶剂暴露于水以使第二部分溶剂与气体分离的吸收塔。在另一方面,本发明提供一种用于生产油和气的方法,所述方法包括:向地层中注入水和溶剂;由地层生产包含水、溶剂、油和气的混合物;将所述混合物分离为包含油、水和第一部分溶剂的第一物流和包含气体和第二部分溶剂的第二物流。本发明的优点包括如下一个或多个:用于回收强化油采收溶剂的改进系统和方法。用于循环强化油采收溶剂的改进系统和方法。用溶剂强化水驱由地层强化烃采收的改进系统和方法。用含油溶性或可混溶添加剂的水注入剂强化地层烃采收的改进系统和方法。用于二次烃采收的改进组合物和/或技术。用于强化油采收的改进系统和方法。在水驱油中应用可混溶添加剂的强化油采收的改进系统和方法。附图说明图1描述了现有技术的油和气生产系统。图2a描述了井的分布。图2b和2c描述了在强化油采收过程中图2a的井分布。图3a-3c描述了油和气生产系统。图4描述了分离系统。具体实施方式图2a、2b、2c:下面参考附图2a,其中描述了一些实施方案中的井阵列200。阵列200包括井组202(用横线表示)和井组204(用斜线表示)。井组202中的每个井与井组202中的相邻井具有水平距离230。井组202中的每个井与井组202中的相邻井具有垂直距离232。井组204中的每个井与井组204中的相邻井具有水平距离236。井组204中的每个井与井组204中的相邻井具有垂直距离238。井组202中的每个井与井组204中的相邻井具有距离234。井组204中的每个井与井组202中的相邻井具有距离234。在一些实施方案中,井组202中的每个井被井组204中的四个井包围。在一些实施方案中,井组204中的每个井被井组202中的四个井包围。在一些实施方案中,水平距离230为约5-1000米、或约10-500米、或约20-250米、或约30-200米、或约50-150米、或约90-120米、或约100米。在一些实施方案中,垂直距离232为约5-1000米、或约10-500米、或约20-250米、或约30-200米、或约50-150米、或约90-120米、或约100米。在一些实施方案中,水平距离236为约5-1000米、或约10-500米、或约20-250米、或约30-200米、或约50-150米、或约90-120米、或约100米。在一些实施方案中,垂直距离238为约5-1000米、或约10-500米、或约20-250米、或约30-200米、或约50-150米、或约90-120米、或约100米。在一些实施方案中,距离234为约5-1000米、或约10-500米、或约20-250米、或约30-200米、或约50-150米、或约90-120米、或约100米。在一些实施方案中,井阵列200可以具有约10-1000口井,例如在井组202中有约5-500口井,和在井组204中具有约5-500口井。在一些实施方案中,井阵列200作为俯视图来看,其中井组202和井组204为在一块土地上间隔的竖直井。在一些实施方案中,井阵列200作为剖面侧视图来看,其中井组202和井组204为在地层内间隔的水平井。下面参考附图2b,其中描述了一些实施方案中的井阵列200。阵列200包括井组202(用横线表示)和井组204(用斜线表示)。在一些实施方案中,将水驱混合物注入井组204中,和从井组202采收油和气。如图所示,水驱混合物具有注入曲线208,和油和气采收曲线206产生至井组202。在一些实施方案中,将水驱混合物注入井组202中,和从井组204采收油和气。如图所示,水驱混合物具有注入曲线206,和油和气采收曲线208产生至井组204。在一些实施方案中,在第一时间段中,井组202可用来注入水驱混合物,和井组204可用来由地层生产油和气;然后在第二时间段中,井组204可用来注入水驱混合物,和井组202可用来由地层生产油和气,其中第一和第二时间段组成一个周期。在一些实施方案中,可以实施多个周期,其中包括使井组202和204交替注入水驱混合物和由地层生产油和气,其中在第一时间段内一个井组用于注入和另一个井组用于生产,和然后在第二时间段内使二者交换。在一些实施方案中,一个周期可以为约12小时至约1年,或约3天至约6个月,或约5天至约3个月。在一些实施方案中,每个周期可以增加时间,例如每个周期可以比前一周期长约5-10%,例如长约8%。在一些实施方案中,在周期开始时可以注入水驱混合物,而在周期结束时可以注入不混溶的强化油采收试剂或包括不混溶强化油采收试剂的混合物。在一些实施方案中,周期开始可以为周期的前10-约80%,或周期的前20-约60%,周期的前25-约40%,和周期结束可以为周期的剩余部分。下面参考附图2c,其中描述了一些实施方案中的井阵列200。阵列200包括井组202(用横线表示)和井组204(用斜线表示)。在一些实施方案中,将水驱混合物注入井组204中,和从井组202采收油和气。如图所示,水驱混合物具有注入曲线208,其与产生至井组202的油和气采收曲线206具有重叠部分210。在一些实施方案中,将水驱混合物注入井组202中,和从井组204采收油和气。如图所示,水驱混合物具有注入曲线206,其与产生至井组204的油和气采收曲线208具有重叠部分210。强化油采收方法可以通过任何已知的方法实现用井阵列200从地下地层采收油和气。合适的方法包括水下开采、地面开采、一次、二次、或三次开采。用于从地下地层采收油和气的方法的选择并不关键。在一些实施方案中,油和气可以从地层采收入井中,和流过井和管线进入生产设施。在一些实施方案中,通过应用添加剂如表面活性剂、聚合物和/或可混溶试剂如二甲醚制剂或二氧化碳,可以应用强化油采收的水来增加来自地层的油和气流量。可以通过任何已知的方法释放至少部分水驱混合物和/或其它液体和/或气体。一种合适的方法是在单个井中向单个管道中注入水驱混合物,使水驱混合物浸泡,和然后与气体和液体一起泵送出至少部分水驱混合物。另一种合适的方法是向第一井注入水驱混合物,和然后通过第二井与气体和液体一起泵送出至少部分水驱混合物。用于注入至少部分水驱混合物和/或其它液体和/或气体的方法的选择并不关键。在一些实施方案中,水驱混合物和/或其它液体和/或气体可以在压力高达地层压裂压力下泵送入地层。在一些实施方案中,水驱混合物可以与地层中的油和/或气混合,以形成可以由井采收的混合物。在一些实施方案中,可以将一定量的水驱混合物注入井中,然后注入另一种组分以驱使所述制剂穿过地层。例如空气、液态或气态的水、二氧化碳、其它气体、其它液体和/或它们的混合物可用来驱使水驱混合物穿过地层。图3a和3b:下面参考附图3a和3b,其中描述了本发明一些实施方案中的系统300。系统300包括地下地层302、地下地层304、地下地层306和地下地层308。在地面上提供设施310。井312横穿地层302和304,和在地层306中具有开孔。地层306的部分314可以任选压裂和/或开孔。在一次开采期间,来自地层306的油和气采入部分314、进入井312,和上行至设施310。然后设施310分离气体和液体,其中将气体送至气体处理过程316,而将液体送至液体处理过程318。设施310还包括水驱混合物存贮设备330。如图3a所示,可以将水驱混合物按向下箭头所示向下泵送至井312且泵送入地层306。可以将水驱混合物静置以浸泡地层约1小时至约15天的时间段,例如约5-50小时。在经过浸泡时段后,如图3b所示,水驱混合物及油和气然后沿井312上行开采回设施310。设施310适用于分离和/或回收水驱混合物,例如通过重力分离、离心分离、化学吸收和/或通过使制剂沸腾、冷凝或过滤或使其反应,然后贮存或输送想要的液体和气体,和再注入和/或处理不想要的液体和气体,例如重复图3a和3b所示的浸泡周期约2-5次。在一些实施方案中,可以将水驱混合物在压力低于地层压裂压力下泵送入地层306,例如为压裂压力的约40-90%。在一些实施方案中,如图3a所示,向地层306注入的井312可以代表井组202中的井,和如图3b所示,由地层306生产的井312可以代表井组204中的井。在一些实施方案中,如图3a所示,向地层306注入的井312可以代表井组204中的井,和如图3b所示,由地层306生产的井312可以代表井组202中的井。图3c:下面参考附图3c,其中描述了本发明一些实施方案中的系统400。系统400包括地下地层402、地层404、地层406和地层408。在地面上提供生产设施410。井412穿过地层402和404,和在地层406处有开孔。部分地层414可以任选压裂和/或开孔。当油和气由地层406产出时,它们进入部分414并沿井412上行进入生产设施410。可以将气体和液体分离,和可以将气体送至气体处理过程416中,和将液体送至液体处理过程418中。生产设施410能够产生和分离水驱混合物,水驱混合物可以在生产/贮存设备430中产生和贮存。水驱混合物向下泵入井432,至地层406的部分434。水驱混合物穿过地层406以辅助生产油和气,然后水驱混合物、油和/或气可以全部产出至井412,到达生产设施410。然后水驱混合物可以循环,例如通过将水驱混合物与生产物流的剩余部分分离、然后将水驱混合物重新注入井432中进行。在一些实施方案中,可以将一定量的水驱混合物或与其它组分混 合的水驱混合物注入到井432中,接着注入另一种组分以驱使水驱混合物或与其它组分混合的水驱混合物穿过地层406,例如液体如气态或液态的水;与一种或多种盐、聚合物和/或表面活性剂混合的水;或气体如空气、二氧化碳、其它气体;其它液体;和/或它们的混合物。在一些实施方案中,生产油和气的井412为井组202中井的代表,和用于注入水驱混合物的井432是井组204中井的代表。在一些实施方案中,生产油和气的井412为井组204中井的代表,和用于注入水驱混合物的井432是井组202中井的代表。图4:下面参考图4,其中描述了本发明一些实施方案中的系统500。系统500包括生产井501,所述生产井生产油、水、气体和强化油采收溶剂如二甲醚(DME)的混合物。将所述混合物输送至气液分离器502。从分离器502的顶部抽出气体-DME混合物,并送至吸收塔506。将油-DME混合物和水-DME混合物送至闪蒸容器504,所述闪蒸容器在比分离器502更低的压力下操作。闪蒸容器504中的更低压力用来蒸掉也被送至吸收塔506的附加气体-DME混合物。闪蒸容器504还分离出输出的油(其可以被送至蒸汽汽提器516)和水-DME混合物(其被送至汽提器508)。在吸收塔506中,来自分离器502和闪蒸容器504的气体-DME混合物在高压下与淡水接触,从而使部分DME从气体混合物转移并吸收入淡水中。然后水-DME混合物被送至注射井510,用于注入地下地层中用于强化油采收。替代地,水-DME混合物可以被送至水-DME贮罐(图中未示出)进行贮存,和随后送至注射井510用于注入地下地层中用于强化油采收。然后贫气可以任选被送至透平膨胀机512,和然后去汽提器508。部分贫气可以输出和/或被用于进行附加的DME生产。在汽提器508中,贫气与来自闪蒸容器504的水-DME混合物接触。汽提器508在低压和任选在高温下操作。汽提器508的低压和任选的高温用来增加DME的蒸气压,其中DME从水-DME混合物中分 离出来,并与贫气混合以产生被送至吸收塔506的气体-DME混合物。可以任选地将来自汽提器508的水送至精制器514,以脱除附加的DME,和然后例如通过注入地下地层而将其处理掉。在一些实施方案中,汽提器508在真空(0.05bar)至高达10bar的压力下操作,例如约0.1-5bar,或约0.25-2.5bar,或约0.5-1.5bar。在一些实施方案中,汽提器508在约25-100℃的温度下操作,例如约30-90℃,或约50-75℃。在一些实施方案中,汽提器508在比吸收塔506更低的压力下操作。在一些实施方案中,汽提器508在比吸收塔506更高的温度下操作。在一些实施方案中,吸收塔506在5bar至高达100bar的压力下操作,例如约10-75bar,或约15-50bar,或约20-30bar。在一些实施方案中,吸收塔506在约0-50℃的温度下操作,例如约10-45℃,或约20-40℃。在一些实施方案中,进料至吸收塔506的淡水的DME摩尔含量小于约5%,例如小于约3%、小于约1%或小于约0.5%。在一些实施方案中,进料至汽提器508的水-DME混合物的DME摩尔含量大于约5%,例如大于约7.5%、大于约10%、高达约30%,或高达约25%。在一些实施方案中,进料至吸收塔506的气体-DME混合物的DME摩尔含量大于约5%,例如大于约7.5%、大于约10%、高达约30%,或高达约25%。在一些实施方案中,进料至汽提器508的气体和/或用于输出的气体的DME摩尔含量小于约5%,例如小于约3%、小于约1%或小于约0.5%。在一些实施方案中,由汽提器508处理的水的DME摩尔含量小于约5%,例如小于约3%、小于约1%或小于约0.5%。在一些实施方案中,虽然在以上说明书中描述了DME,但也可 以应用其它溶剂或水添加剂来替代DME或与DME一起应用。在一些实施方案中,所产生的油和/或气可以输送至炼厂和/或处理设备中。可以处理油和/或气以生产工业产品如运输燃料如汽油和柴油、加热用油、润滑剂、化学品和/或聚合物。处理可以包括精馏和/或分馏所述油以产生一个或多个馏分油馏分。在一些实施方案中,油和/或气和/或一个或多个馏分油馏分可以经历如下一个或多个过程:催化裂化、加氢裂化、加氢处理、焦化、热裂化、蒸馏、重整、聚合、异构化、烷基化、共混和脱蜡。水驱混合物在一些实施方案中,可以用水驱混合物由地层采收油和气。在一些实施方案中,所述水驱混合物可以包含约50-99%的水,例如约60-98%、约70-97%、约80-96%或约90-95%。用于水驱混合物中的水的选择并不关键。在所述混合物中应用的合适水可以为盐水或淡水,例如来自水体如海洋、大洋、湖泊或江河的水、来自水井的水、由地下地层产生的原生水、来自市政水源的处理水、来自市政污水处理厂的灰水、或其它水源。在一些实施方案中,例如当应用具有高盐度含量的水时,在水驱混合物中应用的水可以经历一个或多个处理步骤,如在美国专利申请公开US2009/0308609中公开的那些。所述水驱混合物可以包含一种或多种添加剂如溶剂来提高它们的效率,例如通过提高油采收率、通过使油溶胀、通过降低油的粘度、通过提高油的流动性和/或通过增加地层中的地下压力来进行。在一些实施方案中,所述水驱混合物可以包括约1-50%的添加剂,例如约2-40%、约3-30%、约4-20%或约5-10%。应用于水驱混合物的合适添加剂包括在水中摩尔溶解度至少约1%的化学品,例如至少约2%或至少约3%至与水完全混溶,和它的正辛醇-水分配系数为至少约1,例如大于约1.3、大于约2或大于约3。在一些实施方案中,合适的水驱混合物添加剂在美国共同待审的 临时专利申请61/332,085中公开。在一些实施方案中,合适的水驱混合物添加剂包括醇、胺、吡啶、醚、羧酸、醛、酮、磷酸盐、醌和它们的混合物,其中所述化学品在水中的摩尔溶解度为至少约1%和正辛醇-水分配系数为至少约1。在一些实施方案中,合适的水驱混合物添加剂包括醚如二甲醚、二乙醚和甲-乙醚。有许多化学品在水中具有高的溶解度,实际上与水完全混溶,但由于它们的分配系数非常低而不适合用作水驱混合物添加剂。操作中,很容易将这些化学品与水混合和然后注入地下地层,但只有可忽略量的化学品转移至原油中。实际上,与水驱本身相比,具有高溶解度和低分配系数的这些化学品中的一种很难提高采收因子。也有许多化学品具有高的分配系数,但由于它们在水中具有非常低的溶解度而不适合用作水驱混合物添加剂。操作中,只有非常少量的这些化学品可以与水混合并注入到地下地层中,从而只有可忽略量的化学品被转移至原油中。为了使大量化学品转移至原油中,可能必须注入大量水。实际上,与水驱本身相比,具有低溶解度和高分配系数的这些化学品中的一种很难提高采收因子。不混溶强化油采收试剂在一些实施方案中,合适的不混溶强化油采收试剂包括液体或气体,如气态或液态的水、空气、氮气、前述两种或多种的混合物、或现有技术中已知的其它不混溶强化油采收试剂。在一些实施方案中,合适的不混溶强化油采收试剂与地层中的油不是初次接触混溶或多次接触混溶的。在一些实施方案中,合适的不混溶强化油采收试剂包括水。用作不混溶试剂的水的选择并不关键。所应用的合适水可以为盐水或淡水,例如来自水体如海洋、大洋、湖泊或江河的水、来自水井的水、由地下地层产生的原生水、来自市政水源的处理水、来自市政污水处理厂的灰水、或其它水源。在一些实施方案中,例如当应用具有高盐含量 的水时,在不混溶试剂中应用的水可以经历一个或多个处理步骤,如在美国专利申请公开US2009/0308609中公开的那些。在一些实施方案中,注入地层的不混溶试剂和/或水驱混合物可以从采出的油和/或气中回收并重新注入到地层中。在一个实施方案中,在停止注入水驱混合物之后,地层中有一定量的已经吸收了一些水驱混合物添加剂的油。这些油是固定的且不能被采收。为了回收水驱混合物添加剂,可以向地层中注入一定量不含任何添加剂的水并将其暴露于油,这些水将会吸收添加剂,和然后水添加剂混合物将被生产至地面。在一些实施方案中,在注入任何强化油采收试剂之前在地层中存在的油的粘度为至少约0.01厘泊,或至少约0.1厘泊,或至少约0.5厘泊,或至少约1厘泊,或至少约2厘泊,或至少约5厘泊。在一些实施方案中,在注入任何强化油采收试剂之前在地层中存在的油的粘度为至多约500厘泊,或至多约100厘泊,或至多约50厘泊,或至多约25厘泊。地面方法在一些实施方案中,可以用水驱混合物由地层采收油和/或气。为了分离产品液体,例如应用本领域已知的重力基分离器和/或离心分离器将液体与气体分离开来。然后可以分离所述液体,其中应用本领域已知的重力基分离器和/或离心分离器可以将水与油分离开来。所述气体、油和水可能仍含有一些水驱混合物添加剂。可以使所述油经历蒸馏过程以闪蒸掉水驱混合物添加剂和轻烃。这种水驱混合物添加剂和轻烃的混合物可以被加入到气相中。然后将所述气相暴露于水,所述水会优先提取出水驱混合物添加剂而将轻烃留下。在该过程的最后,大部分水驱混合物添加剂已从油和气中移除,从而可以将油和气输出,而与水驱混合物添加剂混合的水可随时循环至同一油气田,或者将其贮存和用于其它油气田。示例性实施方案:在本发明的一个实施方案中,公开了一种从地下地层生产油和气的系统,所述系统包括:地层上面的井;向地层注入强化油采收制剂的机构,所述强化油采收制剂包括水和溶剂;由地层生产水、溶剂、油和气的机构;用于分离油、水和第一部分溶剂与气体和第二部分溶剂的分离器;和用于使气体和第二部分溶剂暴露于水以使第二部分溶剂与气体分离的吸收塔。在一些实施方案中,所述系统还包括与第一井具有一定距离的第二井,其中从地层生产水、溶剂、油和气的机构位于第二井处。在一些实施方案中,所述系统还包括使水和第一部分溶剂暴露于气体以使第一部分溶剂与水分离的汽提器。在一些实施方案中,所述系统还包括将气体从吸收塔输送至汽提器的第一管道。在一些实施方案中,所述系统还包括在第一管道中的透平膨胀机,从而降低气体压力并从气体中提取能量。在一些实施方案中,所述系统还包括将水从汽提器输送至吸收塔的第二管道。在一些实施方案中,所述溶剂包括化学品,所述化学品在水中的溶解度为至少1%(常压条件下)和正辛醇-水的分配系数为至少1(常压条件下)。在一些实施方案中,所述井包括5-500口井的井阵列。在一些实施方案中,从地层生产油和气的机构位于所述井处。在一些实施方案中,所述溶剂包括化学品,所述化学品在50bar的压力和25℃的温度下具有至少2%的溶解度。在一些实施方案中,所述溶剂包括化学品,所述化学品在50bar的压力和25℃的温度下具有至少2的原油-水分配系数。在本发明的一个实施方案中,公开了一种生产油和气的方法,所述方法包括:向地层中注入水和溶剂;由地层生产包含水、溶剂、油和气的混合物;将所述混合物分离为包含油、水和第一部分溶剂的第 一物流和包含气体和第二部分溶剂的第二物流。在一些实施方案中,所述方法还包括将第二物流暴露于水,以使第二部分溶剂与气体分离。在一些实施方案中,所述方法还包括由所述第一物流分离油以形成第三物流。在一些实施方案中,所述方法还包括将第三物流暴露于气体,以使第一部分溶剂与水分离。在一些实施方案中,所述方法还包括将至少一部分所采收的油或气转化为选自如下的材料:运输燃料如汽油和柴油、加热用油、润滑剂、化学品和/或聚合物。在一些实施方案中,所述水还包括适合于增加混合物粘度的水溶性聚合物。在一些实施方案中,所述方法还包括用溶剂降低地层中油的泡点。在一些实施方案中,所述方法还包括用溶剂增加地层中油的膨胀系数。在一些实施方案中,所述方法还包括用溶剂降低地层中油的粘度。在一些实施方案中,将所述水和溶剂注入的贮层在开始注入前测量的贮层温度为至少100℃,例如至少250℃。在一些实施方案中,所述地下地层的渗透率为0.0001-15达西,例如为0.001-1达西的渗透率。本领域熟练技术人员将会理解,在不偏离其实质和范围的情况下,对于所公开的本发明的实施方案、构造、材料和方法可能有多种改进和变化。因此,下文所附权利要求的范围及其功能等效物不应受这里所公开和描述的特定实施方案限制,因为它们在本质上只是示例性的。
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