RU2151862C1 - Method of development of heavy oil and natural bitumen fields - Google Patents
Method of development of heavy oil and natural bitumen fields Download PDFInfo
- Publication number
- RU2151862C1 RU2151862C1 RU98120996A RU98120996A RU2151862C1 RU 2151862 C1 RU2151862 C1 RU 2151862C1 RU 98120996 A RU98120996 A RU 98120996A RU 98120996 A RU98120996 A RU 98120996A RU 2151862 C1 RU2151862 C1 RU 2151862C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solvent
- steam
- natural bitumen
- natural
- development
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к способам разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов термическими методами с использованием пара, нефтяных растворителей и различных химических добавок. The invention relates to methods for developing deposits of heavy oils and natural bitumen by thermal methods using steam, petroleum solvents and various chemical additives.
Известен способ воздействия на пласты, содержащие тяжелые углеводороды, паром (Разработка нефтяных месторождений с применением паротеплового воздействия на пласт (Раковский Н.П., Тарасов А.Г., Борисова Н.П. - М.: ВНИИОЭНГ, 1983 - 64 с. - (Сер. Нефтепромысловое дело: Обзор, инф.) ВНИИОЭНГ; Вып. 21(70). Недостатком данного способа является невысокий коэффициент извлечения тяжелых нефтей. A known method of exposure to formations containing heavy hydrocarbons, steam (Development of oil fields using steam and thermal effects on the reservoir (Rakovsky N.P., Tarasov A.G., Borisova N.P. - M .: VNIIOENG, 1983 - 64 p. - (Ser. Oilfield business: Review, inf.) VNIIOENG; Issue 21 (70). The disadvantage of this method is the low recovery rate of heavy oils.
Известен способ применения растворителей для добычи тяжелых нефтей (Забродин П. Е. , Раковский Н.Л., Розеберг Н.Д. Вытеснение нефти из пласта растворителями. - М.: Недра, 1968. - 224 с.). Недостатками данного способа являются большие энергозатраты на регенерацию растворителей, а также большие потери растворителей в прилегающих пластах. A known method of using solvents for the extraction of heavy oils (Zabrodin P.E., Rakovsky N.L., Roseberg N.D. Displacement of oil from the reservoir by solvents. - M .: Nedra, 1968. - 224 p.). The disadvantages of this method are the large energy consumption for the regeneration of solvents, as well as the large loss of solvents in adjacent formations.
Наиболее близок к предлагаемому способ извлечения вязкой нефти с повышенным содержанием асфальтеновых компонентов (патент N 4469177, США, E 21 B 43/24, 1984). Способ предусматривает закачку в пласт ароматического растворителя, содержащего 45 - 60% фенолов, карбоновых кислот и их ангидридов. Closest to the proposed method for the extraction of viscous oil with a high content of asphaltene components (patent N 4469177, USA, E 21 B 43/24, 1984). The method involves injecting into the formation an aromatic solvent containing 45-60% of phenols, carboxylic acids and their anhydrides.
Недостатками данного способа являются высокая стоимость ароматических растворителей, а также большой объем экологически вредных добавок (фенолы, карбоновые кислоты и их ангидриды). The disadvantages of this method are the high cost of aromatic solvents, as well as a large amount of environmentally harmful additives (phenols, carboxylic acids and their anhydrides).
Задачей изобретения является повышение коэффициента излечения тяжелых нефтей и природных битумов с использованием недорогостоящих растворителей и химических добавок. The objective of the invention is to increase the cure rate of heavy oils and natural bitumen using inexpensive solvents and chemical additives.
Поставленная задача решается описываемым способом разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, включающим последовательную закачку в нефтяной пласт растворителя и теплоносителя, новым является то, что в качестве теплоносителя применяют пар с добавкой щелочных поверхностно-активных веществ с массовой долей 0,1 - 2,0%. Кроме того, новым является то, что количество растворителя составляет 5 - 20% объема пор обрабатываемой зоны пласта, а в качестве растворителя применяют жидкие продукты пиролиза E-3, например, фракцию 35 - 270oC (ТУ 38.402-62-144-93).The problem is solved by the described method for the development of deposits of heavy oils and natural bitumen, including the sequential injection of solvent and a coolant into the oil reservoir, new is that steam with the addition of alkaline surfactants with a mass fraction of 0.1 - 2.0 is used as a coolant % In addition, it is new that the amount of solvent is 5 - 20% of the pore volume of the treated zone of the formation, and liquid solvents of E-3 pyrolysis, for example, fraction 35 - 270 o C (TU 38.402-62-144-93, are used as solvent). )
Исследования патентной и научно-технической литературы показали, что подобная совокупность существенных признаков является новой и ранее не использовалась, а это, в свою очередь, позволяет сделать заключение о соответствии технического решения критерию "Новизна". Studies of patent and scientific and technical literature have shown that such a combination of essential features is new and has not been used before, and this, in turn, allows us to conclude that the technical solution meets the criterion of "Novelty."
Предлагаемый способ был осуществлен в лабораторных условиях Бугульминского филиала ОАО ВНИИнефти. В качестве растворителей использовались дистиллят Шугуровского нефтебитумного завода (ЩНБЗ, нефтяная фракция 120 - 315oC), жидкие продукты пиролиза E-3, фракцию 35 - 270oC (ТУ 38.402-62-144-93) и продукт СНПХ-7р-14 (ТУ 39-05765670-ОП-200-94). Исследования проводились на установке, состоящей из следующих узлов: модели пласта, емкостей с растворителями, емкости для воды, баллона со сжатым воздухом, парогенератора, потенциометра КСП-4, холодильника, манифольда, мерной емкости, газового счетчика. Модель пласта представляет собой многосекционную разборную конструкцию из нержавеющей стали длиной 340 мм и внутренним диаметром 35 мм. Для предотвращения забивания штуцеров и соединительных капилляров мелким песком концы модели снабжены фильтрами. Такая разборная модель позволяет после проведенных исследований изучать характер изменения битумонасыщенности породы по всей длине модели пласта. Для закачки растворителя изготовлены специальные малогабаритные емкости с запорными вентилями и манифольдами. Парогенератор представляет собой сдвоенную электрическую муфельную печь мощностью 6 кВт со встроенным змеевиком, куда поступает вода из емкости под соответствующим давлением, необходимым для получения требуемой температуры и сухости пара.The proposed method was carried out in laboratory conditions of the Bugulma branch of VNIIneft. The solvents used were the distillate of the Shugurovsky oil bitumen plant (SchNBZ, oil fraction 120 - 315 o C), liquid pyrolysis products E-3, fraction 35 - 270 o C (TU 38.402-62-144-93) and the product SNPCH-7r-14 (TU 39-05765670-OP-200-94). The studies were carried out on an installation consisting of the following units: reservoir model, solvent tanks, water tanks, compressed air cylinder, steam generator, KSP-4 potentiometer, refrigerator, manifold, measuring tank, gas meter. The reservoir model is a multi-section collapsible stainless steel construction with a length of 340 mm and an internal diameter of 35 mm. To prevent clogging of the fittings and connecting capillaries with fine sand, the ends of the model are equipped with filters. Such a collapsible model allows, after studies, to study the nature of the change in the bitumen content of the rock along the entire length of the reservoir model. For the injection of solvent, special small-sized containers with shut-off valves and manifolds were made. The steam generator is a 6 kW double electric muffle furnace with a built-in coil, where water flows from the tank under the appropriate pressure necessary to obtain the required temperature and dryness of the steam.
Информация со всех термопар поступает на потенциометр КСП-4, где и фиксируется. Вытесняемая из модели жидкость, проходя через холодильник, поступает в мерную емкость. Данная конструкция лабораторной установки позволяет производить закачку пара, растворителя и отбор жидкости с любого конца модели, что позволяет моделировать различные технологические схемы подачи пара совместно с растворителями в пласт. Information from all thermocouples goes to the potentiometer KSP-4, where it is recorded. The liquid displaced from the model, passing through the refrigerator, enters the measuring tank. This design of the laboratory setup allows the injection of steam, solvent and fluid selection from either end of the model, which allows you to simulate various technological schemes for supplying steam together with solvents to the reservoir.
Наилучшие результаты были получены при моделировании площадного вытеснения природного битума, т.е. оторочка растворителя вводилась в нагнетательную скважину, а затем паром продвигалась по пласту к добывающим скважинам. В этом случае при проведении экспериментов растворитель, а затем пар закачивали во входную часть модели пласта. Отбор продукции скважин производили с выходной части модели. The best results were obtained when modeling the area displacement of natural bitumen, i.e. the rim of the solvent was introduced into the injection well, and then the steam advanced through the formation to the producing wells. In this case, during the experiments, the solvent, and then the steam, was pumped into the input part of the reservoir model. Well production was selected from the output of the model.
Методика проведения экспериментов следующая. Модель набивали битумносной породой, определяли ее пористость и проницаемость. В емкость для растворителя наливали расчетное количество исследуемого реагента, необходимого для проведения эксперимента. После чего модель теплоизолировали, обвязывали соответствующим оборудованием и проводили опыт. Все опыты проводили до полного вытеснения битума, после чего модель разбирали и определяли остаточную битумонасыщенность породы. По результатам исследований определяли коэффициент вытеснения природного битума и основные технологические показатели процесса. Определение битумонасыщенности проводилось экстракцией породы спирто-толуольной смесью (объемное соотношение 1:1) в аппарате Сокслета. The experimental procedure is as follows. The model was stuffed with bituminous rock, its porosity and permeability were determined. The calculated amount of the test reagent required for the experiment was poured into the solvent container. After that, the model was thermally insulated, tied up with appropriate equipment and conducted an experiment. All experiments were carried out until the bitumen was completely displaced, after which the model was disassembled and the residual bitumen saturation of the rock was determined. According to the research results, the displacement coefficient of natural bitumen and the main technological parameters of the process were determined. The determination of bitumen saturation was carried out by extraction of the rock with an alcohol-toluene mixture (volume ratio 1: 1) in a Soxhlet apparatus.
В ходе проведения экспериментов фиксировалась следующая информация:
1) начальные условия проведения эксперимента - коллекторские и фильтрационные свойства пористой среды, битумонасыщенность породы, физико-химические свойства растворителей;
2) параметры нагнетания рабочих агентов - давления нагнетания пара и растворителя, перепад давления на модели пласта, расход растворителя и пара;
3) температуры в парогенераторе и непосредственно по всей длине модели пласта.During the experiments, the following information was recorded:
1) the initial conditions of the experiment - the reservoir and filtration properties of the porous medium, the bitumen content of the rock, the physicochemical properties of the solvents;
2) the parameters of the injection of working agents - injection pressure of steam and solvent, differential pressure on the reservoir model, the consumption of solvent and steam;
3) temperatures in the steam generator and directly along the entire length of the reservoir model.
Все опыты проведены на естественном керне, отобранном из скважин 3626 и 157а Мордово-Кармальского месторождения природного битума. Массовая доля природного битума в породе составляла 9,7%, массовая доля асфальтенов в природном битуме - 5,6%, динамическая вязкость природного битума при 20oC - 850 мПа•с. Для составления результатов все опыты по вытеснению природного битума проведены в одинаковых условиях. Проницаемость породы по воздуху составляла 0,61 - 0,74 мкм2, пористость - 27 - 30%, температура пара была в среднем 185oC.All experiments were carried out on natural cores taken from wells 362 and 157 and 6 Mordovo- Karmalskoye deposits of natural bitumen. The mass fraction of natural bitumen in the rock was 9.7%, the mass fraction of asphaltenes in natural bitumen was 5.6%, and the dynamic viscosity of natural bitumen at 20 o C was 850 MPa • s. To compile the results, all experiments on the displacement of natural bitumen were carried out under the same conditions. The permeability of the rock in the air was 0.61 - 0.74 μm 2 , porosity - 27 - 30%, the vapor temperature was on average 185 o C.
На первом этапе были проведены исследования по определению коэффициента вытеснения в зависимости от объема закачанного растворителя. В данной серии опытов объем закачки дистиллята ШНБ3 изменяли от 5 до 40% от объема пор. Результаты опытов представлены средние значения показателей по трем опытам, характеризующие процесс вытеснения природного битума. At the first stage, studies were conducted to determine the displacement coefficient depending on the volume of injected solvent. In this series of experiments, the injection volume of SHNB3 distillate was varied from 5 to 40% of the pore volume. The experimental results are the average values of the indicators for three experiments, characterizing the process of displacement of natural bitumen.
Коэффициент вытеснения природного битума только паром без закачки растворителя от 5 до 20% от объема пор. Дальнейшее увеличение объемов закачки дистиллята незначительно изменяет коэффициент вытеснения природного битума. Закачка растворителя менее 5% от объема пор приводит к резкому снижению коэффициента битумоотдачи. Таким образом, увеличение коэффициента битумоотдачи составляло 17,7 - 31,5%. The displacement coefficient of natural bitumen only by steam without solvent injection is from 5 to 20% of the pore volume. A further increase in the volume of distillate injection slightly changes the displacement coefficient of natural bitumen. Solvent injection of less than 5% of the pore volume leads to a sharp decrease in bitumen recovery coefficient. Thus, the increase in bitumen recovery coefficient was 17.7 - 31.5%.
Второй этап экспериментальных исследований посвящен определению наиболее эффективного из предлагаемых растворителей и поиску оптимальных объемов их закачки. В этой серии опытов закачку растворителей и пара в модель проводили по площадной схеме, т.е. оторочка растворителя вводилась в модель, а затем продвигалась паром. В качестве растворителей опробованы дистиллят ШНБ3, продукты E-3 и СНПХ-7р-14. Результаты опытов представлены в табл. 2. The second stage of experimental research is devoted to determining the most effective of the proposed solvents and finding the optimal injection volumes. In this series of experiments, the injection of solvents and steam into the model was carried out according to the areal scheme, i.e. the rim of the solvent was introduced into the model and then advanced by steam. ShNB3 distillate, products E-3 and SNPCH-7r-14 were tested as solvents. The results of the experiments are presented in table. 2.
Исследования показали, что наиболее эффективным растворителем из опробованных является продукт E-3, а оптимальным объемом закачки следует также считать 5 - 20% от объема пор. При таких объемах закачки увеличение коэффициента битумоотдачи составляло 20,9 - 39,5%. Studies have shown that the most effective solvent tested is the product E-3, and 5–20% of the pore volume should also be considered the optimal injection volume. With such injection volumes, the increase in bitumen recovery coefficient was 20.9 - 39.5%.
В следующей серии опытов оторочки растворителя (E-3, 20% от объема пор) производили паром, содержащим щелочные поверхностно-активные вещества (ПАВ). В качестве ПАВ использовали композицию, содержащую анионоактивные ПАВ, триполифосфат натрия, силикат натрия и сульфат натрия. Результаты опытов приведены в табл. 3. In the next series of experiments, solvent rims (E-3, 20% of the pore volume) were produced with steam containing alkaline surfactants. A composition containing anionic surfactants, sodium tripolyphosphate, sodium silicate and sodium sulfate was used as a surfactant. The results of the experiments are given in table. 3.
Как видно из табл. 2 при массовой доли ПАВ в паре более 2,0% практически не происходит увеличение коэффициента вытеснения, а при массовой доли менее 0,1% коэффициент вытеснения резко снижается. Как видно из примеров (табл. 3), предлагаемый способ разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов обеспечивает повышение коэффициента вытеснения с 67,0 до 84,7%, т.е. на 17,3%. Кроме того, применение способа не требует специального оборудования и легко осуществимо в промысловых условиях. As can be seen from the table. 2 when the mass fraction of surfactants in a pair of more than 2.0%, there is practically no increase in the displacement coefficient, and when the mass fraction of less than 0.1%, the displacement coefficient sharply decreases. As can be seen from the examples (Table 3), the proposed method for developing deposits of heavy oils and natural bitumen provides an increase in the displacement coefficient from 67.0 to 84.7%, i.e. by 17.3%. In addition, the application of the method does not require special equipment and is easily feasible in the field.
Использованная литература
1. Разработка нефтяных месторождений с применением паротеплового воздействия на пласта (Раковский Н.П., Тарасов А.Г., Борисова Н.П. М., ВНИИОЭНГ, 1993, - 64 с. - (Сер. Нефтепромысловое дело: Обзор. инф. /ВНИИОЭНГ; Вып. 21 (70).References
1. Development of oil fields with the use of steam and thermal action on the reservoir (Rakovsky NP, Tarasov AG, Borisova NP M., VNIIOENG, 1993, - 64 pp. - (Ser. Oilfield business: Overview. Inf . / VNIIOENG; Issue 21 (70).
2. Забродин П. Е. , Раковский Н.Л., Розенберг Н.Д. Вытеснение нефти из пласта растворителями. - М., Недра, 1968 - 224 с. 2. Zabrodin P.E., Rakovsky N.L., Rosenberg N.D. Displacement of oil from the reservoir by solvents. - M., Nedra, 1968 - 224 p.
3. Пат. 4469177 США, МКИ E 21 B 43/24. Способ извлечения вязкой нефти из пластов, содержащих нефти асфальтового основания /Веккэтесэн В.Н. (США), - N 445120; Заявлено 29.11.82; Опубл. 04.09.84; НКИ 166-261. 3. Pat. 4469177 USA, MKI E 21 B 43/24. The method of extracting viscous oil from formations containing oil asphalt base / Vekkatesen V.N. (USA) - N 445120; Stated on 11.29.82; Publ. 09/04/84; NKI 166-261.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98120996A RU2151862C1 (en) | 1998-11-16 | 1998-11-16 | Method of development of heavy oil and natural bitumen fields |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98120996A RU2151862C1 (en) | 1998-11-16 | 1998-11-16 | Method of development of heavy oil and natural bitumen fields |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2151862C1 true RU2151862C1 (en) | 2000-06-27 |
Family
ID=20212530
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98120996A RU2151862C1 (en) | 1998-11-16 | 1998-11-16 | Method of development of heavy oil and natural bitumen fields |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2151862C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2010040202A1 (en) * | 2008-10-06 | 2010-04-15 | The Governors Of The University Of Alberta | Hydrocarbon recovery process for fractured reservoirs |
| US8091632B2 (en) | 2007-02-16 | 2012-01-10 | Siemens Aktiengesellschaft | Method and device for the in-situ extraction of a hydrocarbon-containing substance from an underground deposit |
| RU2501941C2 (en) * | 2012-02-27 | 2013-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
| RU2694983C1 (en) * | 2018-05-18 | 2019-07-18 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of extracting high-viscosity oil and natural bitumen from a deposit |
| RU2728176C1 (en) * | 2019-12-13 | 2020-07-28 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Extraction method of hard-to-recover oil reserves |
-
1998
- 1998-11-16 RU RU98120996A patent/RU2151862C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8091632B2 (en) | 2007-02-16 | 2012-01-10 | Siemens Aktiengesellschaft | Method and device for the in-situ extraction of a hydrocarbon-containing substance from an underground deposit |
| WO2010040202A1 (en) * | 2008-10-06 | 2010-04-15 | The Governors Of The University Of Alberta | Hydrocarbon recovery process for fractured reservoirs |
| US8813846B2 (en) | 2008-10-06 | 2014-08-26 | The Governors Of The University Of Alberta | Hydrocarbon recovery process for fractured reservoirs |
| RU2501941C2 (en) * | 2012-02-27 | 2013-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit |
| RU2694983C1 (en) * | 2018-05-18 | 2019-07-18 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of extracting high-viscosity oil and natural bitumen from a deposit |
| RU2728176C1 (en) * | 2019-12-13 | 2020-07-28 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Extraction method of hard-to-recover oil reserves |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Lim et al. | Three-dimensional scaled physical modelling of solvent vapour extraction of Cold Lake bitumen | |
| Mukhametshina et al. | Asphaltene precipitation during bitumen extraction with expanding-solvent steam-assisted gravity drainage: effects on pore-scale displacement | |
| US6230814B1 (en) | Process for enhancing hydrocarbon mobility using a steam additive | |
| US6186232B1 (en) | Enhanced oil recovery by altering wettability | |
| CA2796663C (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| US4450913A (en) | Superheated solvent method for recovering viscous petroleum | |
| Jiang et al. | A new solvent-based enhanced heavy oil recovery method: Cyclic production with continuous solvent injection | |
| US3993132A (en) | Thermal recovery of hydrocarbons from tar sands | |
| US9399904B2 (en) | Oil recovery system and method | |
| Schneider et al. | Relative permeability studies of gas-water flow following solvent injection in carbonate rocks | |
| Li et al. | Hybrid CO2-N2 huff-n-puff strategy in unlocking tight oil reservoirs | |
| Ma et al. | Laboratory study on the oil displacement process in low-permeability cores with different injection fluids | |
| RU2151862C1 (en) | Method of development of heavy oil and natural bitumen fields | |
| US4156463A (en) | Viscous oil recovery method | |
| RU2379502C1 (en) | Oil flushing process from collector research method | |
| CA2250648C (en) | Enhanced oil recovery by altering wettability | |
| RU2223398C1 (en) | Process of recovery of viscous oil or bitumen from formation | |
| Zeidani et al. | ES-SAGD relative permeability as a function of temperature and solvent concentrations | |
| Bennion et al. | Laboratory procedures for optimizing the recovery from high temperature thermal heavy oil and bitumen recovery operations | |
| Das et al. | Extraction of heavy oil and bitumen using vaporized hydrocarbon solvents | |
| US4046195A (en) | Thermal recovery of hydrocarbons from tar sands | |
| US8955589B2 (en) | Formulation and method of use for stimulation of heavy and extraheavy oil wells | |
| Zhang | Cyclic hot solvent injection method to enhance heavy oil recovery based on experimental study | |
| US3662831A (en) | Method for sealing earth formations | |
| Pathak | Hot solvent injection for heavy-oil and bitumen recovery |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20071117 |