RU2387818C1 - Method to develop low-gravity high-viscosity oils - Google Patents
Method to develop low-gravity high-viscosity oils Download PDFInfo
- Publication number
- RU2387818C1 RU2387818C1 RU2009107788/03A RU2009107788A RU2387818C1 RU 2387818 C1 RU2387818 C1 RU 2387818C1 RU 2009107788/03 A RU2009107788/03 A RU 2009107788/03A RU 2009107788 A RU2009107788 A RU 2009107788A RU 2387818 C1 RU2387818 C1 RU 2387818C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- solvent
- temperature
- mixture
- oil
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к способам разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей и природных битумов тепловыми методами с использованием водяного пара, горячей воды и растворителей.The invention relates to methods for developing deposits of heavy and ultra-high viscosity oils and natural bitumen by thermal methods using water vapor, hot water and solvents.
Известен способ применения растворителей для добычи тяжелых нефтей (Забродин П.Е. и др. Вытеснение нефти из пласта растворителями. М.: Недра, 1968-224 с.). В качестве растворителя применялся стабильный газовый бензин, а в качестве проталкивающей жидкости рекомендуется отбензиненный сухой газ Минибаевского ГПЗ.A known method of using solvents for the extraction of heavy oils (Zabrodin P.E. et al. Oil displacement from a reservoir by solvents. M: Nedra, 1968-224 p.) Stable gas gasoline was used as a solvent, and Minibaevsky gas processing plant topped dry gas is recommended as a pushing liquid.
Недостатком данного способа являются низкая растворяющая способность газового бензина по отношению к тяжелым и сверхвысоковязким нефтям, а также необходимость в специальном высоконапорном насосном оборудовании, кроме этого большие энергозатраты на регенерацию растворителей, а также большие непроизводительные потери растворителя в прилегающих пластах.The disadvantage of this method is the low solubility of gas gasoline in relation to heavy and ultra-high viscosity oils, as well as the need for special high-pressure pumping equipment, in addition to the large energy consumption for the regeneration of solvents, as well as large unproductive losses of solvent in adjacent formations.
Известен способ извлечения вязкой нефти с повышенным содержанием асфальтеновых компонентов (патент США №4469177, Е21В 43/24, опубл. 04.09.1984 г.). Способ, включающий закачку в пласт ароматического растворителя, содержащего 45-60% фенолов, карбоновых кислот и их ангидридов последовательно с закачкой пара, с одновременным отбором продукции при продолжающейся закачке пара.A known method of extracting viscous oil with a high content of asphaltene components (US patent No. 4469177, EV 43/24, publ. 04.09.1984). A method comprising injecting into the formation an aromatic solvent containing 45-60% of phenols, carboxylic acids and their anhydrides in series with steam injection, with simultaneous selection of products with continued steam injection.
Недостатком способа является то, что последовательная закачка растворителя и пара менее эффективна, чем их совместная закачка. Кроме того, растворитель, содержащий в своем составе фенол, не соответствует требованиям экологической безопасности.The disadvantage of this method is that the sequential injection of solvent and steam is less effective than their joint injection. In addition, the solvent containing phenol does not meet environmental safety requirements.
Также известен способ внутрипластовой добычи битумов и тяжелой нефти за счет циклической закачки растворителя (патент Канады №2349234, Е21В 43/22, опубл. 31.05.2001 г.), включающий закачку растворителя, снижающего вязкость нефти, при давлении в коллекторе выше давления перехода жидкой фазы в паровую. В качестве растворителя применяются углеводороды, метан, пропан, а также CO2, которые закачиваются под высоким давлением. Кроме этого для разжижения смеси растворителя и тяжелой нефти применяется разжижитель. Обычными компонентами разжижителей являются пентан, гексан и гептан. Способ осуществляется через одиночную горизонтальную скважину.Also known is a method of in-situ production of bitumen and heavy oil by cyclic injection of solvent (Canadian Patent No. 2349234, EV 43/22, publ. 05/31/2001), which includes injecting a solvent that reduces the viscosity of the oil, at a pressure in the reservoir higher than the liquid transition pressure phase to steam. The solvent used is hydrocarbons, methane, propane, as well as CO 2 , which are injected under high pressure. In addition, a thinner is used to dilute the solvent / heavy oil mixture. Common components of thinners are pentane, hexane and heptane. The method is carried out through a single horizontal well.
Недостатком способа является применение парафиновых углеводородных растворителей и разжижителей, которые способствуют осаждению асфальтосмолистых веществ при взаимодействии с тяжелыми и сверхвысоковязкими нефтями, что ведет к снижению проницаемости пласта. Применение одиночной горизонтальной скважины снижает охват пласта воздействием. Необходимость применения высоких давлений при закачке газового растворителя требует дорогостоящего специального оборудования.The disadvantage of this method is the use of paraffin hydrocarbon solvents and thinners, which contribute to the deposition of asphalt-resinous substances when interacting with heavy and ultra-high viscosity oils, which leads to a decrease in the permeability of the formation. The use of a single horizontal well reduces the impact of the formation. The need for high pressures when injecting a gas solvent requires expensive special equipment.
Наиболее близок к предлагаемому способ разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов (патент Канады №2342955, Е21В 43/24, опубл. 04.10.2002 г.). Способ включает закачку пара, создание паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции. Процесс дополнительно включает циклическое чередование совместной закачки пара и углеводородного растворителя.Closest to the proposed method for the development of deposits of heavy oils and natural bitumen (Canadian patent No. 2342955, ЕВВ 43/24, publ. 04.10.2002). The method includes injecting steam, creating a steam chamber, co-injecting steam and a hydrocarbon solvent, and selecting products. The process further includes cyclic alternation of joint injection of steam and a hydrocarbon solvent.
По данному способу не контролируется температура паровой камеры. Кроме того, при закачке не учитывается фазовое состояние растворителя в пластовых условиях, приводятся только температура кипения растворителей в поверхностных условиях. Еще одним недостатком способа является применение парафиновых углеводородных растворителей, которые способны вызвать осаждение асфальтосмолистых веществ при взаимодействии с тяжелыми и сверхвысоковязкими нефтями. Все эти факторы обуславливают низкую эффективность нефтеизвлечения тяжелых и сверхвысоковязких нефтей по данному способу.According to this method, the temperature of the steam chamber is not controlled. In addition, the injection does not take into account the phase state of the solvent under reservoir conditions, only the boiling point of the solvents under surface conditions is given. Another disadvantage of this method is the use of paraffin hydrocarbon solvents, which are capable of causing the deposition of asphalt-resinous substances in the interaction with heavy and ultra-high viscosity oils. All these factors determine the low efficiency of oil recovery of heavy and ultra-high viscosity oils by this method.
Задачей изобретения является повышение эффективности извлечения тяжелых и сверхвысоковязких нефтей и сокращение материальных затрат за счет совместной закачки пара и углеводородного растворителя, представляющего смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода жидкость/пар смеси пара и углеводородного растворителя и поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры кипения смеси пар - углеводородный растворитель.The objective of the invention is to increase the efficiency of extraction of heavy and ultra-high viscosity oils and reduce material costs due to the combined injection of steam and a hydrocarbon solvent, which is a mixture of hydrocarbons of the ultimate aliphatic and aromatic series, the main component of which is benzene, after reaching a temperature in the vapor chamber of at least the phase transition temperature of the liquid / steam of a mixture of steam and hydrocarbon solvent and maintaining the temperature in the steam chamber not lower than the temperature singing vapor mixture - hydrocarbon solvent.
Поставленная задача решается способом разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей, включающим закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции.The problem is solved by the method of developing deposits of heavy and ultra-high viscosity oils, including the injection of steam into the formation, heating the formation with the creation of a steam chamber, the combined injection of steam and hydrocarbon solvent and selection of products.
Новым является то, что в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель.New is that a mixture of hydrocarbons of the limiting aliphatic and aromatic series, the main component of which is benzene, is used as a hydrocarbon solvent, and steam and a hydrocarbon solvent are injected together after the temperature in the steam chamber reaches at least the phase transition temperature of the mixture of steam and hydrocarbon solvent with support the temperature in the steam chamber is not lower than the temperature of the phase transition of the mixture of steam - hydrocarbon solvent.
На чертеже представлен пример конкретного исполнения (График зависимости давления насыщенных паров водяного пара, бензола и их смеси от температуры).The drawing shows an example of a specific implementation (a graph of the dependence of the saturated vapor pressure of water vapor, benzene and their mixtures on temperature).
Существует множество классификаций трудноизвлекаемых запасов нефтей. Согласно налоговому кодексу РФ, с введением дифференцированного налогообложения на добычу полезных ископаемых (НДПИ), предложена следующая классификация а) к тяжелым (высоковязким) нефтям относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях свыше 200 мПа·с и до 10000 мПа·с; б) к сверхвысоковязким (СВН) - нефти с вязкостью в пластовых условиях свыше 10000 мПа·с.There are many classifications of hard-to-recover oil reserves. According to the tax code of the Russian Federation, with the introduction of differentiated taxation on mineral extraction (MET), the following classification is proposed: a) heavy (highly viscous) oils include oils whose viscosity under reservoir conditions is more than 200 MPa · s and up to 10,000 MPa · s; b) to ultrahigh-viscosity (SHI) - oil with a viscosity in reservoir conditions of more than 10,000 MPa · s.
Основные трудности при добыче тяжелых и сверхвысоковязких нефтей связаны с их аномально высокими вязкостями в пластовых условиях. Существующие методы разработки тяжелых и сверхвысоковязких нефтей направлены на снижение их вязкости либо путем разогрева пласта, либо закачкой агентов, снижающих вязкость нефти, т.е. растворителей. Растворители - это индивидуальные химические соединения или смеси, способные растворять различные вещества, т.е. образовывать с ними однородные системы переменного состава, состоящие из двух или большего числа компонентов. Углеводородные растворители, получаемые из нефти, в зависимости от состава углеводородов подразделяются на парафиновые (П), изопарафиновые (И), нафтеновые (Н), ароматические (А) и смешанные (С). Разогрев пласта может осуществляться закачкой теплоносителя, в качестве которого используют: водяной пар, парогаз или горячую воду, при этом нефть размягчается, становится подвижной и ее можно добывать скважинными методами. При воздействии на тяжелые и сверхвысоковязкие нефти углеводородными растворителями происходит полное смешение нефти и растворителя и снижается вязкость нефти. Комбинация этих двух методов ведет к увеличению эффективности извлечения тяжелых и сверхвысоковязких нефтей.The main difficulties in the production of heavy and ultra-high viscosity oils are associated with their abnormally high viscosities in reservoir conditions. Existing methods for the development of heavy and ultra-high viscosity oils are aimed at reducing their viscosity either by heating the formation or by injecting agents that reduce the viscosity of oil, i.e. solvents. Solvents are individual chemical compounds or mixtures capable of dissolving various substances, i.e. form homogeneous systems of variable composition with them, consisting of two or more components. Hydrocarbon solvents obtained from oil, depending on the composition of hydrocarbons, are divided into paraffinic (P), isoparaffinic (I), naphthenic (H), aromatic (A) and mixed (C). Heating the formation can be carried out by pumping a heat carrier, which is used as: water vapor, steam gas or hot water, while the oil softens, becomes mobile and can be extracted by borehole methods. When heavy and ultra-high viscosity oils are exposed to hydrocarbon solvents, the oil and solvent are completely mixed and the viscosity of the oil decreases. The combination of these two methods leads to an increase in the efficiency of extraction of heavy and ultra-high viscosity oils.
Наиболее эффективными для добычи тяжелых и сверхвысоковязких нефтей при паротепловом воздействии с применением растворителей являются режимы давления и температуры в пласте, которые должны быть такими, чтобы углеводородный растворитель изначально находился в парообразном, а не в жидком состоянии, для того, чтобы развилась паровая камера. Серьезным недостатком метода, основанного на закачке растворителя, является то, что режимы температуры и давления в пласте редко находятся на уровне температуры кипения известных растворителей. Поэтому необходимо регулировать давление и/или температуру, чтобы создать такие пластовые условия, при которых использование конкретного растворителя будет эффективным, т.е. чтобы он находился в парообразном состоянии.The most effective for the extraction of heavy and ultra-high viscosity oils during steam and thermal exposure using solvents are pressure and temperature regimes in the formation, which must be such that the hydrocarbon solvent was initially in a vapor rather than a liquid state in order for the vapor chamber to develop. A serious drawback of the solvent injection method is that the temperature and pressure regimes in the formation are rarely at the boiling point of known solvents. Therefore, it is necessary to regulate the pressure and / or temperature in order to create such reservoir conditions under which the use of a particular solvent will be effective, i.e. so that it is in a vaporous state.
С целью определения этих условий нами были рассчитаны зависимости давления насыщенных паров водяного пара и растворителя и их смеси от температуры. Для примера расчетов в качестве растворителя возьмем абсорбент А-2, который представляет смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов. Поскольку основным компонентом углеводородного растворителя абсорбент А-2 является бензол, свойства которого являются определяющими для данного растворителя, то его и берем для расчета зависимости давления от температуры смеси водяного пара и растворителя.In order to determine these conditions, we calculated the temperature dependences of the saturated vapor pressure of water vapor and solvent and their mixture. For an example of calculations, we take an absorbent A-2 as a solvent, which is a mixture of hydrocarbons of the ultimate aliphatic and aromatic series. Since the main component of a hydrocarbon solvent, absorbent A-2 is benzene, the properties of which are decisive for this solvent, we take it to calculate the dependence of pressure on the temperature of a mixture of water vapor and solvent.
Давлением насыщенного пара называется равновесное давление, которое создается при T=const некоторым количеством вещества в закрытом сосуде, не содержащем посторонних газов. Равновесие чистого вещества со своим насыщенным паром графически изображается кривой зависимости давления насыщенного пара от температуры. Аналитически равновесие двух фаз в однокомпонентной системе определяется термодинамическим уравнением Клаузиуса - Клайперона, которое в упрощенном виде имеет вид:Saturated vapor pressure is the equilibrium pressure that is created at T = const by a certain amount of substance in a closed vessel that does not contain extraneous gases. The equilibrium of a pure substance with its saturated vapor is graphically depicted by the temperature dependence of the saturated vapor pressure. Analytically, the equilibrium of two phases in a one-component system is determined by the Clausius-Klaiperon thermodynamic equation, which in a simplified form has the form:
где ΔНисп - мольная теплота испарения жидкого вещества,where ΔН isp - molar heat of vaporization of a liquid substance,
R - универсальная газовая постоянная;R is the universal gas constant;
p - давление;p is the pressure;
T - абсолютная температура К.T is the absolute temperature K.
В интегрированном виде это уравнение приобретает следующий вид:In an integrated form, this equation takes the following form:
на основе которого и получены зависимости для водяного пара и бензола, приведенные на графике.on the basis of which the dependences for water vapor and benzene are shown in the graph.
При осуществлении технологии паротеплового воздействия в композиции с растворителями мы имеем дело с двухкомпонентными или бинарными системами: водяной пар - растворитель или горячая вода - растворитель. Рассматриваемая нами система бензол - водяной пар относится к системам с ограниченной растворимостью. Практически все углеводородные растворители (толуол, нефрас 150/200, который является растворителем смешанного состава, содержащий углеводороды всех классов; и др.) относятся к таким системам. Эти жидкости не взаимодействуют между собой и практически не смешиваются друг с другом (при 20°С в воде растворяется 0,054 г бензола, а при той же температуре растворяется 0,082 г воды в 0,1 дм3 бензола). Жидкости, не смешивающиеся друг с другом, образуют два слоя. При нагревании смеси таких жидкостей давление пара каждой жидкости будет таким же, как и давление пара ее в чистом виде, независимо от наличия другой жидкости. Каждая жидкость в смеси будет вести себя так, как будто отсутствует другая жидкость. Общее давление пара смеси P таких жидкостей будет равно сумме парциальных давлений паров обоих компонентов p1 и p2 при данной температуре. Смесь начнет кипеть тогда, когда при данной температуре сумма давлений насыщенных паров обоих ее компонентов станет равной внешнему (атмосферному) давлению. Точка кипения смеси не смешивающихся друг с другом жидкостей всегда будет ниже точек кипения обоих ее компонентов. Это объясняется тем, что общее давление паров смеси P всегда большее, чем парциальное давление p1 или p2 каждой отдельно взятой жидкости.When implementing the technology of heat and steam exposure in a composition with solvents, we are dealing with two-component or binary systems: water vapor - solvent or hot water - solvent. The benzene-water vapor system under consideration belongs to systems with limited solubility. Almost all hydrocarbon solvents (toluene,
Было рассчитано на основе этого равенства общее давление смеси водяного пара и бензола и построена зависимость общего давления от температуры, которая представлена на графике. Как известно, увеличение внешнего давления будет способствовать увеличению температуры кипения жидкости. Но в случае, когда жидкости не смешиваются (вода + растворитель), температура кипения смеси при этом всегда будет ниже температуры кипения отдельных ее компонентов.Based on this equality, the total pressure of the mixture of water vapor and benzene was calculated and the dependence of the total pressure on temperature, which is presented in the graph, was constructed. As is known, an increase in external pressure will contribute to an increase in the boiling point of a liquid. But in the case when the liquids do not mix (water + solvent), the boiling point of the mixture will always be lower than the boiling point of its individual components.
Пример конкретного выполнения. На опытном участке Ашальчинского месторождения сверхвысоковязкой нефти, находящемся на глубине 90 м, представленным неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, с нефтью, имеющей плотность 960 кг/м3 и вязкость 22000 мПа·с, пробурена пара горизонтальных двухустьевых скважин, которая состоит из нагнетательной скважины и добывающей скважины, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта и оснащены колонной насосно-компрессорных труб. В скважины спущены термодатчики по всей длине стволов, позволяющие контролировать температуру паровой камеры. До начала освоения добывающей горизонтальной скважины осуществлен прогрев межскважинной зоны путем одновременной циркуляции пара в каждой из указанных скважин. В процессе добычи сверхвысоковязкой нефти в нагнетательную скважину закачивали пар с температурой около 195°С, который, распространяясь вверх, создал увеличивающуюся в размерах паровую камеру, в том числе и за счет энергии конденсации пара в жидкость. Поддерживали давление в паровой камере, равное 0,911 МПа (9 атм). Рассчитали на основе формулы (2) зависимость давления насыщенного пара от температуры для водяного пара, для углеводородного растворителя и также общее давление смеси водяного пара и растворителя (в данном случае бензола). Из графика определено, что при давлении закачки (Pз), равном 0,911 МПа (9 атм), водяной пар будет находиться в парообразном состоянии при температуре выше 175°С. Также по графику общего давления смеси водяного пара и растворителя определена температура, выше которой указанная смесь находится в парообразном состоянии при давлении 9 атм (0,911 МПа). Температура фазового перехода (кипения) смеси в данных условиях равна 140°С. Дополнительно, температура паровой камеры контролируется по показаниям термодатчиков. Если температура паровой камеры около 175°С, что превышает температуру фазового перехода жидкость/пар смеси пара и углеводородного растворителя (140°С), следовательно, можно начинать совместную закачку в пласт водяного пара и жидкого нефтяного растворителя. При этом давление закачки (Pз) должно превышать пластовое давление (Рпл) для создания положительного градиента давления, способствующего движению смеси в пласт. В процессе закачки жидкий растворитель, двигаясь совместно с паром по колонне НКТ, прогревается до температуры кипения смеси пара и растворителя и начинает испаряться, т.е. осуществляется фазовый переход жидкость/пар, и достигает границ паровой камеры уже в парообразном состоянии. При этом пар, имеющий исходную высокую температуру (195°С), даже отдав часть своего тепла на нагревание растворителя, остается в парообразном состоянии с температурой выше 175°С. На границе паровой камеры происходит теплообмен между парами растворителя и сверхвысоковязкой нефтью, в результате нефть разогревается, вязкость ее снижается, а подвижность увеличивается. Часть растворителя конденсируется и в жидком виде смешивается с сверхвысоковязкой нефтью, что тоже ведет к снижению ее вязкости. Нефть с исходной вязкостью 32700 мПа·с при температуре 8°С при добавлении в нее 10% мас. растворителя при температуре 40°С имеет вязкость, равную 140 мПа·с, т.е. исходная вязкость снижается в 230 раз. Ставшая подвижной нефть продвигается по пласту и отбирается через добывающую скважину.An example of a specific implementation. In the experimental section of the Ashalchinsky super-viscous oil field, located at a depth of 90 m, represented by heterogeneous formations with a thickness of 20-30 m with a temperature of 8 ° C, a pressure of 0.5 MPa, an oil saturation of 0.70 units, a porosity of 30%, and permeability 2, 65 microns 2, with the oil having a density of 960 kg / m3 and a viscosity of 22000 mPa · s, a pair of horizontal dvuhustevyh drilled wells, which consists of the injection well and the production well, the horizontal portions which are arranged parallel one above another in a vertical plane productively of formation and equipped with a column of tubing. Temperature sensors were launched into the wells along the entire length of the shafts, which made it possible to control the temperature of the steam chamber. Prior to the development of the producing horizontal well, the inter-well zone was heated by simultaneously circulating steam in each of these wells. During the production of ultra-high viscosity oil, steam was injected into the injection well with a temperature of about 195 ° C, which, propagating upward, created an increasing in size steam chamber, including due to the energy of vapor condensation in the liquid. The pressure in the steam chamber was maintained at 0.911 MPa (9 atm). Based on formula (2), the dependence of the saturated vapor pressure on temperature for water vapor, for a hydrocarbon solvent, and also the total pressure of the mixture of water vapor and solvent (in this case benzene) was calculated. From the graph it was determined that at an injection pressure (P s ) equal to 0.911 MPa (9 atm), water vapor will be in a vaporous state at a temperature above 175 ° C. Also, the temperature above which the mixture is in a vapor state at a pressure of 9 atm (0.911 MPa) is determined from the graph of the total pressure of the mixture of water vapor and solvent. The temperature of the phase transition (boiling) of the mixture under these conditions is 140 ° C. Additionally, the temperature of the steam chamber is controlled by the readings of the temperature sensors. If the temperature of the steam chamber is about 175 ° C, which exceeds the temperature of the liquid / vapor phase transition mixture of steam and hydrocarbon solvent (140 ° C), therefore, it is possible to begin the joint injection of water vapor and liquid oil solvent into the formation. In this case, the injection pressure (P s ) must exceed the reservoir pressure (P PL ) to create a positive pressure gradient that promotes the movement of the mixture into the reservoir. During the injection, the liquid solvent, moving together with the steam along the tubing string, warms up to the boiling point of the mixture of steam and solvent and begins to evaporate, i.e. a liquid / vapor phase transition occurs, and reaches the boundaries of the vapor chamber already in the vapor state. In this case, steam having an initial high temperature (195 ° C), even having given part of its heat to the heating of the solvent, remains in a vaporous state with a temperature above 175 ° C. At the boundary of the steam chamber, heat exchange occurs between the solvent vapor and ultra-high viscosity oil, as a result, the oil is heated, its viscosity decreases, and its mobility increases. Part of the solvent condenses and in liquid form is mixed with ultra-high viscosity oil, which also leads to a decrease in its viscosity. Oil with an initial viscosity of 32700 MPa · s at a temperature of 8 ° C with the addition of 10% wt. solvent at a temperature of 40 ° C has a viscosity equal to 140 MPa · s, i.e. initial viscosity is reduced by 230 times. The mobile oil that has moved is moving through the reservoir and is taken through the producing well.
Если же температура в паровой камере ниже температуры кипения смеси пара и растворителя (например, 130°С), то растворитель в паровой камере будет находиться в жидком состоянии и не достигнет границ паровой камеры, где происходит контакт между нефтью и растворителем. При этом не произойдет снижения вязкости сверхвысоковязкой нефти и приток ее к добывающей скважине уменьшится, следовательно, эффективность извлечения нефти также снизиться. Чтобы этого не произошло необходимо и после начала совместной закачки пара и растворителя контролировать и поддерживать температуру в паровой камере не ниже температуры фазового перехода жидкость/пар (кипения) смеси пар-углеводородный растворитель (140°С при 0,9 МПа).If the temperature in the steam chamber is lower than the boiling point of the mixture of steam and solvent (for example, 130 ° C), then the solvent in the steam chamber will be in a liquid state and will not reach the boundaries of the steam chamber where contact between the oil and the solvent occurs. In this case, there will be no decrease in the viscosity of ultra-high viscosity oil and its inflow to the producing well will decrease, therefore, the oil recovery efficiency will also decrease. To prevent this from happening, it is necessary to control and maintain the temperature in the steam chamber not lower than the temperature of the liquid / vapor (boiling) phase transition of the steam-hydrocarbon solvent mixture (140 ° C at 0.9 MPa) after starting the joint injection of steam and solvent.
Если температура снижается, то необходимо увеличить долю пара в закачиваемой смеси углеводородный растворитель-пар. В противном случае произойдет охлаждение паровой камеры, и растворитель будет находиться в ней в конденсированном (жидком) состоянии. При переходе растворителя из жидкого в парообразное состояние его первоначальный объем увеличивается в сотни раз, в частности для бензола в 187 раз. С увеличением объема растворителя увеличивается и охват пласта воздействием, что ведет к увеличению эффективности способа в целом. Эффективность способа подтверждают результаты фильтрационных опытов по вытеснению сверхвысоковязкой нефти Ашальчинского месторождения паром совместно с растворителями абсорбент А-2, нефрас 150/200, абсорбент Н на насыпных моделях. Результаты представлены в таблице.If the temperature decreases, it is necessary to increase the proportion of steam in the injected mixture of hydrocarbon solvent-steam. Otherwise, the steam chamber will cool and the solvent will be in a condensed (liquid) state in it. When the solvent passes from liquid to vapor state, its initial volume increases hundreds of times, in particular for benzene, by 187 times. With an increase in the volume of solvent, the coverage of the formation also increases, which leads to an increase in the efficiency of the method as a whole. The effectiveness of the method is confirmed by the results of filtration experiments on the displacement of ultrahigh-viscosity oil of the Ashalchinskoye field by steam together with solvents absorbent A-2, nefras 150/200, absorbent H on bulk models. The results are presented in the table.
Как видно из таблицы, при первичном вытеснении сверхвысоковязкой нефти только паром коэффициент вытеснения нефти составил в среднем 52,5%, при довытеснении этой нефти смесью пара с углеводородным растворителем конечный коэффициент вытеснения возрос, соответственно, до 75,90% для абсорбента А-2, до 82,38% для нефраса 150/200, представляющего смесь углеводородов, в том числе предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, и до 66,00% для Абсорбента H, который является смесью парафино-олефиновых углеводородов. Прирост коэффициента вытеснения нефти за счет совместного применения пара и углеводородного растворителя, представляющего смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, в среднем, составил 27,2%. Прирост коэффициента вытеснения за счет применения растворителя абсорбент H, являющегося смесью парафино-олефиновых углеводородов, составил всего 13,30%, т.е. в два раза ниже по сравнению с вышеуказанными растворителями. Следовательно, совместная закачка пара и углеводородного растворителя повышает эффективность вытеснения сверхвысоковязкой нефти. При этом эффективность вытеснения нефти выше при применении растворителя, представляющего смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол.As can be seen from the table, during the initial displacement of ultra-viscous oil by only steam, the oil displacement coefficient averaged 52.5%, when the oil was displaced by a mixture of steam with a hydrocarbon solvent, the final displacement coefficient increased, respectively, to 75.90% for absorbent A-2. up to 82.38% for
Предлагаемый способ повышает эффективность извлечения сверхвысоковязких нефтей и снижает материальные затраты за счет совместной закачки пара и углеводородного растворителя, представляющего смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода жидкость/пар смеси пара и углеводородного растворителя и поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры кипения смеси пар - углеводородный растворитель.The proposed method improves the efficiency of extraction of ultra-high viscosity oils and reduces material costs due to the combined injection of steam and a hydrocarbon solvent, which is a mixture of hydrocarbons of the ultimate aliphatic and aromatic series, the main component of which is benzene, after the temperature in the vapor chamber reaches at least the temperature of the liquid / vapor phase transition temperature of the vapor mixture and hydrocarbon solvent and maintaining the temperature in the steam chamber not lower than the boiling point of the mixture of steam - carbohydrates homogeneous solvent.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009107788/03A RU2387818C1 (en) | 2009-03-04 | 2009-03-04 | Method to develop low-gravity high-viscosity oils |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009107788/03A RU2387818C1 (en) | 2009-03-04 | 2009-03-04 | Method to develop low-gravity high-viscosity oils |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2387818C1 true RU2387818C1 (en) | 2010-04-27 |
Family
ID=42672670
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009107788/03A RU2387818C1 (en) | 2009-03-04 | 2009-03-04 | Method to develop low-gravity high-viscosity oils |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2387818C1 (en) |
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455475C1 (en) * | 2010-12-03 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of high-viscosity oil fields with strata of small thickness by way of cyclic injection of solvent and steam into single inclined wells |
| RU2470149C1 (en) * | 2011-06-07 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing deposits of high- and super-high viscosity oil |
| RU2550635C1 (en) * | 2014-04-22 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method for high-viscosity oil or bitumen field |
| RU2555713C1 (en) * | 2014-06-03 | 2015-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen |
| RU2599675C1 (en) * | 2015-08-28 | 2016-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of formation with high-viscosity oil |
| RU2625127C1 (en) * | 2016-06-11 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Excavation method of high viscous oil deposits with gas cap |
| RU2625125C1 (en) * | 2016-06-11 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Excavation method of bituminic deposits with gas cap |
| RU2663530C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells |
| RU2675276C1 (en) * | 2018-06-05 | 2018-12-18 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of extracting high-viscous oil and natural bitumen from the reservoir |
| RU2733636C1 (en) * | 2020-03-27 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil and / or bitumen deposit by cyclic effect on formation |
| RU2801929C1 (en) * | 2022-09-07 | 2023-08-21 | Петр Петрович Трофимов | Oil production method |
| WO2024054129A1 (en) * | 2022-09-07 | 2024-03-14 | Петр Петрович ТРОФИМОВ | Method for recovering oil |
-
2009
- 2009-03-04 RU RU2009107788/03A patent/RU2387818C1/en active
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455475C1 (en) * | 2010-12-03 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of high-viscosity oil fields with strata of small thickness by way of cyclic injection of solvent and steam into single inclined wells |
| RU2470149C1 (en) * | 2011-06-07 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing deposits of high- and super-high viscosity oil |
| RU2550635C1 (en) * | 2014-04-22 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method for high-viscosity oil or bitumen field |
| RU2555713C1 (en) * | 2014-06-03 | 2015-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen |
| RU2599675C1 (en) * | 2015-08-28 | 2016-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of formation with high-viscosity oil |
| RU2625127C1 (en) * | 2016-06-11 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Excavation method of high viscous oil deposits with gas cap |
| RU2625125C1 (en) * | 2016-06-11 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Excavation method of bituminic deposits with gas cap |
| RU2663530C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells |
| RU2675276C1 (en) * | 2018-06-05 | 2018-12-18 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of extracting high-viscous oil and natural bitumen from the reservoir |
| RU2733636C1 (en) * | 2020-03-27 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil and / or bitumen deposit by cyclic effect on formation |
| RU2801929C1 (en) * | 2022-09-07 | 2023-08-21 | Петр Петрович Трофимов | Oil production method |
| WO2024054129A1 (en) * | 2022-09-07 | 2024-03-14 | Петр Петрович ТРОФИМОВ | Method for recovering oil |
| RU2816142C1 (en) * | 2023-09-08 | 2024-03-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit using paired horizontal wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2387818C1 (en) | Method to develop low-gravity high-viscosity oils | |
| Mukhametshina et al. | Asphaltene precipitation during bitumen extraction with expanding-solvent steam-assisted gravity drainage: effects on pore-scale displacement | |
| CA2791492C (en) | Hydrocarbon recovery from bituminous sands with injection of surfactant vapour | |
| RU2652774C2 (en) | Oil recovery system and method | |
| US4007785A (en) | Heated multiple solvent method for recovering viscous petroleum | |
| CA2462359C (en) | Process for in situ recovery of bitumen and heavy oil | |
| Bayestehparvin et al. | Solvent-based and solvent-assisted recovery processes: state of the art | |
| US3954141A (en) | Multiple solvent heavy oil recovery method | |
| CA2897460C (en) | Heat scavenging method for thermal recovery processes | |
| CA2917263C (en) | Solvent addition to improve efficiency of hydrocarbon production | |
| CA2693640C (en) | Solvent separation in a solvent-dominated recovery process | |
| WO2009014586A1 (en) | Use of a heavy petroleum fraction as drive fluid in the recovery of hydrocarbons from a subterranean formation | |
| CA2877367A1 (en) | Anti-retention agent in steam-solvent oil recovery | |
| CA2974712C (en) | Enhanced methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation as a follow-up to thermal recovery processes | |
| CA2978157C (en) | Thermal recovery methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation | |
| RU2015101920A (en) | METHOD FOR PRODUCING BITUMEN | |
| CA2856460C (en) | Methods and apparatuses for obtaining a heavy oil product from a mixture | |
| Wu et al. | A non-thermal surfactant-polymer based technology for enhanced heavy oil recovery in oil sand and ultra shallow reservoirs | |
| WO2015059026A2 (en) | Producing hydrocarbons under hydrothermal conditions | |
| Al-Murayri | Experimental investigation of expanding solvent steam assisted gravity drainage using multicomponent solvents | |
| Ortega et al. | Effect of Liquefied Petroleum Gas (LPG) on Heavy Oil Recovery Process | |
| RU2618798C2 (en) | In situ extraction from oil-bearing sand by ammonia | |
| Qi | Simulation Study of Warm VAPEX Process Using Water-Soluble Solvent | |
| Mukhametshina | Reducing the Environmental Impact of Bitumen Extraction with ES-SAGD Process | |
| CA2972068C (en) | Recovery of heavy oil from a subterranean reservoir |