[发明专利]上游石油和天然气工业的改进技术

说明书

液态或超临界状态的CO₂由至少一个载运船舶(7)从至少一个可能是陆上地点的CO₂储存地点(10)输送到集成的海上设施(1)。集成的海上设施设置有至少一个适于储存液态或超临界状态CO₂的现场存储罐(5)或储存容器(6)，并设置有用于海上传输液态或超临界状态CO₂的设备(8)。根据需要，通过注入海底油田或天然气的储层并从获得的生产流中回收油和/或天然气，将CO₂从所述至少一个现场储罐或储存容器中用于所述离岸地点的EOR或所述离岸地点的EGR。

本发明涉及上游的石油和天然气工业。更具体地，我们公开了基于CO₂的石油开采增强(以下称为“EOR”)或基于CO₂的天然气开采增强(以下称为“EGR”)的方法和设备。

各种EOR和EGR技术可用于提高来自储层的石油或天然气的生产率和采收率。将CO₂注入到储层，特别是已经明显贫化的储层中的基于CO₂的EOR或EGR技术，已经提出用于提高液态或气态碳氢化合物的开采，正如水气交替的技术(以下简称“WAG”)，交替使用注入的水和气，适合的话为CO₂。采用CO₂的WAG技术应视为基于CO₂的EOR或EGR技术的子集。

虽然许多陆上油田，尤其是美国和加拿大的陆上油田，已经从基于CO2的EOR技术中受了益，但将CO₂注入近海油气田的应用问题更加棘手，因此必须通过从碳氢化合物生产线中除去CO₂气体来稳定供给可获得的CO₂气体。

基于CO₂的EOR的潜在技术和经济利益已广为人知，并且可能适用于基于CO₂的EGR(例如参见“Economic Impacts of CO2-Enhanced Oil Recovery for Scotland”,Pershadet al.,July 2012,Element Energy Ltd and Heriot Watt University for ScottishEnterprise)。这些措施包括提高了碳氢化合物的生产率，尤其是在成熟石油和天然气田中，以及提高了碳氢化合物的采收率(技术上和经济上可生产的储层中的油气比例)。

但是，迄今为止，基于CO₂的EOR/EGR在海上油气田的应用受到多种因素的限制，以下将对这些因素进行进一步讨论，即：

·近海缺乏二氧化碳。

·所需的二氧化碳量随时间变化。

·无法匹配二氧化碳的供需。

·将二氧化碳应用于现有生产设施的困难。

·老化资产的剩余使用寿命有限。

·小型和/或偏远的油气田二氧化碳供气的使用。

这些问题的结果是，错过了许多基于CO₂的EOR/EGR的机会(包括现有油气资产和新油气资产)。

实现碳氢化合物采收率提高所需的二氧化碳数量是非常可观的，据估计约为每桶增产石油0.4吨二氧化碳的量级[“The Economics of CO₂-EOR Cluster Developments inthe UK Central North Sea/Outer Moray Firth”,Prof.Alexander Kemp et al,Dept.ofEconomics,University of Aberdeen:North Sea Study Occasional Paper No:123,January 2012]。因此，即使是适度的石油增产速度，所需的CO₂量也将是可观的。