MÉTHODE DE RÉCUPÉRATION D'HUILE OU DE BITUME PAR
INJECTION D'UN FLUIDE DE RÉCUPÉRATION ET D'UN AGENT
DE DIVERSION
La présente invention concerne le domaine de la production de brut lourd nécessitant l'injection d'un fluide de récupération, notamment un fluide chaud destiné à
fluidifier le brut pour le rendre mobile.
Différentes méthodes sont utilisées pour la récupération d'huile lourde ou de bitume dans des réservoirs situés à quelques dizaines ou centaines de mètres de profondeur. Les techniques de récupération in situ d'huile lourde ou de bitume sont appliquées à des ressources indigènes qui ne peuvent être exploitées à ciel ouvert par technique minière en raison de l'épaisseur des terrains situés au-dessus de ces réservoirs. Il est reconnu que les méthodes d'extraction in situ perturbent considérablement moins à la surface et dès lors requièrent moins d'activités que les techniques minières. Les méthodes de récupération in situ peuvent récupérer entre 25 et 75% du volume d'huile ou de bitume initialement en place. En général, les procédés de récupération in situ ont pour objet de réduire la viscosité
de l'huile lourde ou du bitume pour leur permettre de mieux s'écouler jusqu'au puits de production et ensuite jusqu'en surface.
Les méthodes connues de récupération in situ d'huile lourde ou de bitume utilisent l'un des moyens suivants : la température, la pression et/ou un solvant pour réduire leur viscosité et améliorer leur capacité d'écoulement dans le réservoir. METHOD OF RECOVERING OIL OR BITUMEN BY
INJECTION OF RECOVERY FLUID AND AGENT
DIVERSION
The present invention relates to the field of heavy crude production requiring the injection of a recovery fluid, in particular a hot fluid intended for to thin the gross to make it mobile.
Different methods are used for the recovery of heavy oil or bitumen in tanks located a few tens or hundreds of meters from depth. The In situ recovery techniques for heavy oil or bitumen are applied Has native resources that can not be exploited in the open by mining technique in because of the thickness of the lands above these reservoirs. It is recognized that In situ extraction methods disrupt considerably less at the surface and then require fewer activities than mining techniques. The methods of recovery in can recover between 25 and 75% of the volume of oil or bitumen initially square. In general, in situ recovery processes are intended to reduce the viscosity heavy oil or bitumen to allow them to flow better wells production and then to the surface.
Known methods of in situ recovery of heavy oil or bitumen use one of following means: temperature, pressure and / or a solvent to reduce their viscosity and improve their flow capacity in the tank.
2 L'une de ces méthodes de récupération in situ est connue sous le nom de SAGD
(Steam Assisted Gravity Drainage) décrite dans le brevet US-4,344,485. Il s'agit d'un procédé de drainage gravitaire assisté par l'injection de vapeur d'eau mettant en oeuvre deux puits horizontaux parallèles forés dans le réservoir et situés l'un au-dessus de l'autre. Dans ce procédé, les puits sont forés verticalement depuis la surface puis horizontalement dans le réservoir à deux profondeurs différentes. De façon idéale, le puits producteur est situé à la base du réservoir et l'injecteur à quelques mètres au-dessus du producteur. Ce dernier est utilisé comme puits d'injection de vapeur d'eau générée à la surface. La vapeur pénètre dans le réservoir par la partie horizontale de ce puits et forme une chambre de vapeur qui grossit avec le temps en direction du toit du réservoir, dès lors augmentant la température dans le réservoir. Par transfert de chaleur au milieu environnant, la vapeur réduit la viscosité de l'huile lourde ou du bitume présents dans le réservoir. C'est le long de la paroi de la chambre que s'opère principalement le chauffage de l'huile lourde ou du bitume. A
cet endroit, la vapeur se condense en eau chaude qui s'écoule sous l'action de la gravité en même temps que l'huile ou le bitume fluidifié vers le puits horizontal inférieur situé à la base du réservoir. Ces fluides, vapeur condensée et huile réchauffée, sont ensuite pompés à
la surface où ils sont séparés. L'huile chaude produite est généralement transportée par pipeline à une raffinerie ou à un "upgrader".
Les concepts théoriques et la mise en oruvre requis pour conduire une opération sur champ de SAGD ont été publiés et ont été discutés techniquement de façon extensive dans la littérature pétrolière. On peut citer : Butler (Thermal recovery of oil and bitumen, Grav-Drain Inc., Calgary, 1997) Komery et al. (Paper 1998.214, 7`h UNITAR
International Conference, Beijing, 1998), Butler et al. (J. Can. Pet. Tech., 39 (1); 18, 2000).
Un composant majeur des coûts d'investissement et opératoires d'une opération industrielle de SAGD sont les installations de surface pour : a) générer la vapeur, b) séparer les hydrocarbures de la vapeur condensée, et c) traiter et recycler l'eau dans les générateurs.
Les générateurs actuels nécessitent de grandes quantités d'eau, lesquelles sont chauffées dans des chaudières à l'aide de gaz naturel ou d'une partie de l'huile produite. Les quantités de vapeur d'eau utilisées dans les opérations de SAGD sont exprimées en m3 d'eau chaude liquide équivalente. L'huile produite est liquide et sa quantité s'exprime en m3. Le rapport de la quantité de vapeur injectée par quantité d'huile produite est appelé SOR
de l'anglais Steam-Oil Ratio. Des SOR de 2 et plus généralement entre 3 et 5 sont anticipés dans les 2 One of these in situ recovery methods is known as SAGD
(Steam Assisted Gravity Drainage) described in US Pat. No. 4,344,485. This is a process of gravity drainage assisted by the injection of water vapor using two wells parallel horizontal drilled in the tank and located one above the other. In this process, the wells are drilled vertically from the surface and then horizontally in the tank at two different depths. Ideally, the producing well is located at the base of the tank and the injector a few meters above the producer. This last is used as a water vapor injection well generated on the surface. The steam penetrates in the tank by the horizontal part of this well and forms a chamber of steam increases with time towards the roof of the tank, thus increasing temperature in the tank. By heat transfer to the surrounding environment, the steam reduces the viscosity of the heavy oil or bitumen present in the tank. It's the along the wall of the chamber that takes place mainly the heating of heavy oil or bitumen. AT
this place, the steam condenses in hot water that flows under the action of gravity in same time as fluidized bitumen or bitumen to the horizontal well lower located at the base of the tank. These fluids, condensed vapor and warmed oil, are then pumped to the surface where they are separated. The hot oil produced is usually transported by pipeline to a refinery or a "upgrader".
The theoretical concepts and the implementation required to conduct a field operation of SAGD have been published and have been technically discussed extensively in the oil literature. These include: Butler (Thermal recovery of oil and bitumen, Grav-Drain Inc., Calgary, 1997) Komery et al. (Paper 1998.214, 7`h UNITAR
International Conference, Beijing, 1998), Butler et al. (J. Can Pet., Tech., 39 (1);
2000).
A major component of the investment and operating costs of an operation industrial of SAGD are the surface facilities for: a) generating steam, b) separate condensed steam, and (c) treat and recycle water in generators.
Current generators require large amounts of water, which are heated in boilers using natural gas or some of the oil produced. Quantities of water vapor used in SAGD operations are expressed in m3 hot water equivalent fluid. The oil produced is liquid and its quantity is expressed in m3. The report the amount of steam injected per quantity of oil produced is called SOR
from English Steam-Oil Ratio. SORs of 2 and more generally between 3 and 5 are anticipated in the
3 projets industriels de SAGD. Le SAGD est un procédé qui nécessite donc un énorme volume de vapeur pour maintenir la chambre de vapeur alors que le volume drainé par la vapeur est rapidement désaturé des hydrocarbures qu'il contenait avant d'être rempli de vapeur.
Selon une variante du procédé SAGD dénommé Steam and Gas Push (SAGP) décrite dans la publication (Butler, R.M., "Steam and Gas Push (SAGP)", CIM 97-137, 48th Annual Meeting of CIM, Calgary, June 1997), un gaz non condensable est injecté avec la vapeur pour fournir une couche d'isolation thermique au toit de la chambre de vapeur et limiter ainsi les pertes thermiques vers les couches situées au-dessus du réservoir.
Bien qu'une meilleure efficacité thermique puisse résulter de cette co-injection, l'utilisation d'un gaz non condensable ajoute un coût et de la complexité au procédé sans diminuer sensiblement la quantité de vapeur injectée.
Ces méthodes antérieures pour la récupération d'huile lourde ou de bitume in situ ne sont pas suffisamment efficaces tant au niveau du taux de récupération que des coûts d'extraction sans compter leur impact négatif sur l'environnement. La présente invention propose notamment une méthode capable d'âugmenter la quantité d'huile produite et/ou d'extraire celle-ci plus économiquement que ce qui est fait selon l'art antérieur.
La présente invention propose un procédé récupérant plus d'huile lourde ou de bitume et nécessitant moins de vapeur, d'une part pour réduire la quantité d'eau et d'autre part la quantité d'énergie utilisée pour générer la vapeur. Réduire la quantité de vapeur a un impact direct et fort sur l'économie du procédé puisqu'il y aura d'autre part une quantité
moindre d'eau à recycler dans les effluents produits. Sans compter la réduction de la quantité de C02 générée lors de la production de la vapeur, C02 qui est actuellement rejeté
à l'atmosphère.
Ainsi, la présente invention concerne une méthode pour la récupération d'huile lourde ou de bitume contenu dans un réservoir géologique comprenant :
a) une étape d'injection dans le réservoir d'un fluide d'extraction de l'huile, b) une étape de production de l'huile lourde ou du bitume extrait, et 3 industrial projects of SAGD. SAGD is a process which therefore requires a huge volume of steam to keep the steam chamber while the volume drained by the steam is quickly desaturated from the hydrocarbons it contained before being full of steam.
According to a variant of the SAGD process called Steam and Gas Push (SAGP) described in the publication (Butler, RM, "Steam and Gas Push (SAGP)", CIM 97-137, 48th Annual Meeting of CIM, Calgary, June 1997), a non-condensable gas is injected with steam to provide a thermal insulation layer to the roof of the steam chamber and limit thus the thermal losses towards the layers situated above the tank.
Although a better thermal efficiency can result from this co-injection, the use of a gas non-condensable adds cost and complexity to the process without decreasing sensibly the amount of steam injected.
These prior methods for the recovery of heavy oil or bitumen in situ are not sufficiently effective in terms of both the recovery rate and the costs extraction without counting their negative impact on the environment. The current invention proposes a method capable of increasing the quantity of oil produced and or to extract it more economically than what is done according to art prior.
The present invention provides a process recovering more heavy oil or bitumen and requiring less steam, on the one hand to reduce the amount of water and on the other hand the amount of energy used to generate the steam. Reduce the amount of steam has a direct impact and strong on the economy of the process since there will be on the other hand an amount less water to recycle in the effluents produced. Without counting the reduction of amount of CO2 generated during the production of the steam, C02 which is currently rejected to the atmosphere.
Thus, the present invention relates to a method for oil recovery heavy or bitumen contained in a geological reservoir comprising:
a) a step of injection into the reservoir of an extraction fluid of oil, b) a step of producing the extracted heavy oil or bitumen, and
4 c) une étape d'injection d'un agent de diversion pour limiter la circulation dudit fluide d'extraction dans la partie du réservoir d'où l'huile lourde ou le bitume a été extrait.
Selon la méthode l'étape c) peut être effectuée au moins en partie alors que l'étape a) se poursuit.
L'étape c) peut être effectuée de manière à ce que l'agent de diversion remplace au sein du réservoir au moins en partie l'huile lourde ou le bitume produit.
Le fluide d'extraction peut comporter au moins l'un des composés suivants:
eau, vapeur d'eau, vapeur d'hydrocarbures ou leurs mélanges.
L'agent de diversion peut comporter au moins l'un des composés suivants: eau, mousse, additif viscosifiant, tensioactif, polymère, ou leurs mélanges. La mousse peut être constituée de liquide et de gaz stabilisée par des tensioactifs conventionnels, selon les techniques connues dans la production pétrolière. De préférence, on utilise une mousse aqueuse. La viscosité du fluide de diversion est ajustée selon les règles de l'art, ainsi que sa masse volumique. L'homme du métier contrôle ainsi le placement et la stabilité
du fluide de diversion par rapport à l'injection du fluide d'extraction.
Le fluide d'extraction et l'agent de diversion peuvent être introduits à des localisations distinctes dans le réservoir.
Le fluide d'extraction et l'agent de diversion peuvent être apportés par au moins un drain, dans laquelle l'huile lourde ou de bitume produit est récupéré par au moins un drain et dans laquelle la portion de ces drains se trouvant dans le réservoir sont distinctes les unes des autres.
L'une au moins de ces portions peut être horizontale.
Une portion au moins de chaque type de drain peut être horizontale, et dans laquelle ces portions peuvent être sensiblement dans un même plan vertical.
Le fluide d'extraction peut être injecté dans le réservoir à un niveau inférieur à celui auquel l'agent de diversion est injecté dans le réservoir.
L'invention concerne également un système pour la mise en oeuvre de la méthode selon l'invention.
L'invention concerne également l'hydrocarbure comportant un composant résultant au moins en partie du raffinage d'une huile produite selon la méthode.
Par agent de diversion, on entend tout fluide susceptible d'empêcher la circulation de la vapeur dans la zone que cet agent de diversion va occuper. Ce peut être, par exemple, de l'eau chaude recyclée issue de la production, une mousse ou tout autre fluide ayant la propriété d'empêcher la circulation de la vapeur dans la zone qu'il va occuper. La composition du fluide de diversion sera optimisée pour que sa mise en place dans le réservoir soit compatible avec la chambre de vapeur. Il est à noter que l'agent de diversion ne va pas pouvoir être injecté dans le réservoir tant que la chambre de vapeur n'aura pas atteint le toit du réservoir, ou au moins la côte du puits dans lequel cet agent sera injecté.
En effet, la résistance à l'écoulement de l'huile lourde ou du bitume en place ne permettrâ
pas cette injection sans risquer de fracturer le réservoir. Ce qui n'est pas souhaité. Au contraire, lorsque la chambre de vapeur aura atteint le toit du réservoir, l'injection de l'agent de diversion se fera sans difficulté puisque son injection aura lieu dans une partie du réservoir déjà balayée par la vapeur dont la résistance à l'écoulement est bien moindre que celle de l'huile lourde ou du bitume.
Bien entendu, l'agent de diversion peut être de plusieurs natures: on peut injecter successivement plusieurs types d'agent de diversion.
Le but principal de l'injection de l'agent de diversion dans la partie supérieure de la chambre de vapeur est de réduire le volume de cette chambre de vapeur et d'empêcher toute nouvelle quantité de vapeur injectée d'aller dans une zone du réservoir déjà désaturée de l'huile lourde ou du bitume qu'elle contenait, évitant ainsi de chauffer et de maintenir chaude inutilement toute cette partie du réservoir. La quantité de vapeur nécessaire pour réchauffer l'huile lourde ou le bitume, et lui permettre de s'écouler par gravité vers le (ou les) puits de production va ainsi être grandement réduite dès lors que l'agent de diversion va être injecté. En effet, dès l'injection de cet agent, celui-ci va repousser la vapeur en direction de la paroi de la chambre de vapeur. Un autre bénéfice de l'injection de l'agent de diversion sera de limiter les pertes thermiques vers les couches situées au-dessus du réservoir. Le bénéfice principal de l'injection d'un agent de diversion peu coûteux comme ceux évoqués précédemment est toutefois une réduction substantielle de la quantité de vapeur nécessaire pour récupérer une même quantité d'huile lourde ou de bitume. Ce bénéfice se traduit par une réduction des coûts d'investissement et des coûts opératoires par la réduction de la quantité d'eau nécessaire pour générer la vapeur, par la réduction d'énergie nécessaire pour transformer l'eau en vapeur et par la réduction des émissions de gaz à effet de serre issus du brûlage du combustible utilisé pour transformer l'eau en vapeur. Si l'eau produite est utilisée comme agent de diversion, soit seule, soit comme composant de cet agent, le volume d'eau produite à traiter pour la recycler au niveau du générateur de vapeur sera également moindre.
La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus clairement à
la lecture de la description qui suit d'exemples de réalisation de l'invention illustrés par les figures ci-après annexées, parmi lesquelles:
- la figure 1 montre la formation de la chambre de vapeur dans une configuration à trois puits horizontaux selon l'invention;
- la figure 2 montre l'expansion de la chambre de vapeur selon la configuration précédente;
- la figure 3 montre l'injection de l'agent de diversion;
- la figure 4 montre l'expansion de la chambre de vapeur compte tenu de l'agent de diversion;
- la figure 5 montre une variante de configuration;
- la figure 6 montre une autre variante de configuration;
- la figure 7 montre une chambre de vapeur selon une procédure de l'invention.
Plusieurs configurations d'architecture de drainage peuvent être envisagées pour la mise en oeuvre de la méthode de récupération selon l'invention. Selon l'invention :
= l'injection de la vapeur pour la formation de la chambre de vapeur est réalisée par au moins un puits d'injection, = l'injection de l'agent de diversion par au moins un autre drain d'injection, = et la production de l'huile chauffée par au moins un puits de production.
Dans la configuration de base selon les figures 1 à 4, les trois puits sont parallèles et situés sensiblement les uns au-dessus des autres : le puits de production à la base du réservoir, le puits d'injection de vapeur quelques mètres au-dessus du puits de production comme dans le procédé SAGD décrit précédemment, et le puits d'injection de l'agent de diversion dans la partie supérieure du réservoir.
Sur la figure 1, on a représenté une vue schématique en coupes verticale et latérale montrant la mise en oeuvre de l'invention dans une configuration préférée. Un réservoir 1 est limité par son toit 3 et son mur 2. Un puits de production 10 est foré à
partir de la surface 5 et traverse les morts terrains 4 avant de pénétrer dans le réservoir 1. Ce puits se termine par une partie sensiblement horizontale située vers la base du réservoir. Un puits d'injection de vapeur 11 est foré de la même façon. Il se termine également dans le réservoir 1 par une partie horizontale. La vapeur d'eau est injectée dans le puits 11 et forme dans le réservoir une chambre de vapeur 21. L'huile lourde ou le bitume rendus moins visqueux par transfert de chaleur s'écoulent en même temps que la vapeur condensée vers le puits de production 10 le long de la paroi 20 de la chambre de vapeur. Un puits 12 est foré comme les puits 10 et 11 depuis la surface 5. Il se termine par une partie horizontale située dans la partie supérieure du réservoir 1. Les trois puits 10, 11 et 12 sont parallèles et situés les uns au-dessus des autres. Ils ont sensiblement la même longueur horizontale.
Comme représentée sur la figure 1, la chambre de vapeur 20 est en formation et n'a pas encore atteint la côte du puits 12, ni le toit 3 du réservoir. En général, rien n'est injecté dans le puits 12 tant que la chambre de vapeur 21 n'a pas atteint le toit du réservoir 3, ou même la côte de la partie horizontale de ce puits 12 (tant que ce n'est pas le cas, la viscosité de l'huile lourde ou du bitume peut être trop élevée pour permettre l'injection d'un fluide dans, le puits 12 sans fracturer le réservoir). Les flèches au-dessus du puits 11 indiquent la montée de la vapeur dans le réservoir 1. Les flèches le long de la paroi 20 de la chambre de vapeur 21 indiquent le sens d'écoulement de l'huile déplacée depuis la chambre de vapeur 21 vers la paroi 20 de cette chambre ainsi que l'écoulement de la vapeur condensée. L'huile et l'eau s'écoulent vers le puits de production 10.
La figure 2 présente une vue schématique de la configuration de la figure 1, lorsque la chambre de vapeur 21 a atteint le toit 3 du réservoir. A partir de cet instant, toute la partie du réservoir située dans cette chambre est désaturée d'huile lourde et de bitume. L'injection de l'agent de diversion pour réduire la zone envahie par la vapeur peut commencer dans le puits 12.
La figure 3 montre le début de l'injection de l'agent de diversion dans le but de repousser la vapeur vers la paroi 20 de la chambre de vapeur 21 et ainsi minimiser le volume de réservoir de la zone à chauffer. En effet, seule la partie proche de la paroi dans la zone non encore drainée nécessite de la vapeur. La zone 30 envahie par l'agent de diversion augmente de volume en se déplaçant vers le bas compte tenu de l'imperméabilité
du toit du réservoir 1.
La figure 4 montre l'évolution de la chambre de vapeur après plusieurs mois d'injection de l'agent de diversion, période de temps depuis le début d'injection pendant laquelle l'injection de vapeur dans le puits 11 a été poursuivie. On observe que la chambre de vapeur 21 grossit latéralement. La zone 30 envahie par l'agent de diversion est elle aussi de plus en plus grande, ne laissant qu'une faible zone de vapeur en contact avec le réservoir non encore balayé.
D'autres configurations de puits d'injection et de drainage sont possibles.
Le puits d'injection de vapeur peut être remplacé par un ou plusieurs puits verticaux ou multibranches et le puits d'injection de l'agent de diversion par un ou plusieurs puits verticaux 12 ou multibranches (figure 5).
Les injections de la vapeur et de l'agent de diversion peuvent être réalisées dans des puits différents comme dans la configuration de base mais aussi à partir des mêmes puits s'ils sont verticaux. Dans ce cas, les injections sont réalisées grâce à une double complétion des puits permettant l'injection de la vapeur dans la partie basse des puits et l'injection de l'agent de diversion dans une partie supérieure des puits.
Dans la configuration où les puits sont horizontaux, les injections de la vapeur et de l'agent de diversion peuvent être réalisées à partir du même puits. Seuls deux puits sont alors nécessaires comme dans le SAGD classique, un pour l'injection, l'autre pour la production.
Dans ce schéma, l'injection de la vapeur a lieu dans la partie horizontale du puits injecteur alors que l'injection de l'agent de diversion a lieu dans la partie du puits située à proximité
du toit du réservoir à l'intérieur de celui-ci.
Une autre configuration de puits proche de la précédente est de considérer un puits d'injection ayant deux branches horizontales forées à partir d'une même partie verticale. La branche supérieure est utilisée pour injecter l'agent de diversion, la branche inférieure pour injecter la vapeur (figure 6).
L'injection de l'agent de diversion peut aussi être réalisée alors que l'injection de vapeur est réduite pendant un certain temps de telle sorte qu'une grande partie du volume occupé par la vapeur soit presque totalement remplacée par cet agent (figure 7). Ce remplacement de la vapeur par l'agent de diversion va provoquer une migration de la vapeur déjà injectée vers la paroi ou front de la chambre de vapeur limitant ainsi le besoin d'injecter autant de vapeur pendant un certain temps. Lorsque le remplacement aura été fait, les débits d'injection de vapeur et de l'agent de diversion seront adaptés de telle sorte que le volume de vapeur effectif entre la zone occupée par l'agent de diversion et la zone non encore balayée par la vapeur soit minimum. 4 c) a step of injecting a diversion agent to limit the circulation said fluid in the part of the tank from where the heavy oil or bitumen has been extracted.
According to the method step c) can be performed at least in part while step a) continues.
Step c) can be performed so that the diversion agent replaces within the tank at least partly heavy oil or bitumen produced.
The extraction fluid may comprise at least one of the following compounds:
water, steam water, hydrocarbon vapor or their mixtures.
The diversion agent may comprise at least one of the following compounds: water, foam, viscosifying additive, surfactant, polymer, or mixtures thereof. The foam can to be consisting of liquid and gas stabilized by surfactants Conventional known techniques in oil production. Preferably, we use a foam aqueous. The viscosity of the diversion fluid is adjusted according to the rules of art, as well as Volumic mass. The person skilled in the art thus controls the placement and the stability fluid diversion with respect to the injection of the extraction fluid.
The extraction fluid and the diversion agent can be introduced to maps in the tank.
The extraction fluid and the diversion agent may be provided by the less a drain, wherein the heavy oil or bitumen produced is recovered by at least one drain and in which portion of these drains in the tank are distinct one of the other.
At least one of these portions may be horizontal.
At least one portion of each type of drain may be horizontal, and in which these portions may be substantially in the same vertical plane.
The extraction fluid can be injected into the reservoir at a level less than the one at which the diversion agent is injected into the tank.
The invention also relates to a system for implementing the method according to the invention.
The invention also relates to hydrocarbon comprising a component resulting in less partly the refining of an oil produced by the method.
By diversion agent is meant any fluid likely to prevent the circulation of the steam in the area that this diversion agent will occupy. It can be, by example of recycled hot water from production, foam or other fluid having the property to prevent the circulation of steam in the area that it goes to occupy. The composition of the diversion fluid will be optimized for its establishment in the tank is compatible with the steam chamber. It is to highlight that the diversion agent will not be able to be injected into the tank as long as the steam chamber It will not be reached the roof of the tank, or at least the side of the well in which this agent will be injected.
Indeed, the resistance to the flow of heavy oil or bitumen in place will not allow not this injection without the risk of fracturing the tank. Which is not wish. At contrary, when the steam chamber has reached the roof of the tank, the injection of the diversion agent will be without difficulty since his injection will take place in part of the tank already swept by the steam whose resistance to flow is much less than that of heavy oil or bitumen.
Of course, the agent of diversion can be of several natures: one can inject successively several types of diversion agent.
The main purpose of injecting the diversion agent into the game superior of the steam chamber is to reduce the volume of this steam chamber and prevent any new amount of steam injected to go into an area of the tank already desaturated heavy oil or bitumen that it contained, thus avoiding heating and to maintain hot all this part of the tank unnecessarily. The amount of steam necessary for warm up the heavy oil or bitumen, and allow it to flow through gravity towards the (or the production wells will be greatly reduced as soon as the agent diversion will be injected. Indeed, as soon as the injection of this agent, it will repel steam in direction of the wall of the steam chamber. Another benefit of injection of the agent diversion will be to limit thermal losses to layers above tank. The main benefit of injecting a little diversion agent expensive like those mentioned above, however, is a substantial reduction in the number of steam required to recover the same amount of heavy oil or bitumen. This benefit translates into lower investment costs and lower costs operating by reducing the amount of water needed to generate the steam, by the reduction energy needed to turn water into steam and reduce emissions from greenhouse gases from the burning of the fuel used to process water in steam. If the produced water is used as a diversion agent, either alone, either as component of this agent, the volume of water produced to be treated for recycling to level of steam generator will also be lesser.
The present invention will be better understood and its advantages will become more apparent clearly to reading the following description of embodiments of the invention illustrated by figures hereafter appended, among which:
- Figure 1 shows the formation of the steam chamber in a configuration three horizontal wells according to the invention;
FIG. 2 shows the expansion of the steam chamber according to the configuration previous;
FIG. 3 shows the injection of the diversion agent;
- Figure 4 shows the expansion of the steam chamber in view of the agent diversion;
FIG. 5 shows a variant of configuration;
- Figure 6 shows another configuration variant;
- Figure 7 shows a steam chamber according to a procedure of the invention.
Several configurations of drainage architecture can be considered for the implementation of the recovery method according to the invention. According to the invention:
= the injection of steam for the formation of the steam chamber is carried out by less one injection well, = the injection of the diversion agent by at least one other injection drain, and the production of the heated oil by at least one production well.
In the basic configuration according to FIGS. 1 to 4, the three wells are parallel and located substantially one above the other: the production well at the base of the tank, the steam injection wells a few meters above the production well as in the SAGD method described above, and the injection well of the agent of diversion in the upper part of the tank.
FIG. 1 shows a schematic view in vertical sections and lateral showing the implementation of the invention in a preferred configuration. A
tank 1 is limited by its roof 3 and wall 2. A production well 10 is drilled at from the surface 5 and crosses the dead lands 4 before entering the tank 1. This well is ends with a substantially horizontal portion located towards the base of the tank. A well steam injection 11 is drilled in the same way. It also ends in the tank 1 by a horizontal part. The water vapor is injected into the well 11 and shape in the tank a steam chamber 21. Heavy oil or bitumen rendered less viscous heat transfer flows at the same time as the steam condensed towards the production well 10 along the wall 20 of the steam chamber. A
well 12 is drilled like wells 10 and 11 from surface 5. It ends with a horizontal part located in the upper part of the tank 1. The three wells 10, 11 and 12 are parallel and located one above the other. They have approximately the same length horizontal.
As shown in FIG. 1, the steam chamber 20 is in formation and does not have still reached the coast of well 12, nor the roof 3 of the reservoir. In general, nothing is injected into well 12 until the steam chamber 21 has reached the roof of the tank 3, or even the coast of the horizontal part of this well 12 (as long as it is not the case, the viscosity of heavy oil or bitumen may be too high to allow injection a fluid in, well 12 without fracturing the reservoir). The arrows above the well 11 indicate the rising of the vapor in the tank 1. The arrows along the wall 20 of the room steam 21 indicate the direction of flow of the oil moved from the chamber Steam 21 to the wall 20 of this chamber and the flow of the steam condensed. oil and the water flows to the production well 10.
FIG. 2 presents a schematic view of the configuration of FIG. 1, when the steam chamber 21 has reached roof 3 of the tank. From this moment, the whole part of the tank located in this chamber is desaturated with heavy oil and bitumen. injection of the diversion agent to reduce the area invaded by the steam can start in the well 12.
Figure 3 shows the beginning of the injection of the diversion agent for the purpose to push back the vapor to the wall 20 of the steam chamber 21 and thereby minimize the volume of tank of the area to be heated. Indeed, only the part near the wall in the non still drained requires steam. Area 30 invaded by the agent diversion increases in volume when moving down due to impermeability from the roof of tank 1.
Figure 4 shows the evolution of the steam chamber after several months Injection of the diversion agent, period of time since the beginning of injection during which the injection of steam into the well 11 was continued. We observe that the room of steam 21 grows laterally. Zone 30 invaded by the diversion agent is she also larger and larger, leaving only a small area of vapor in contact with The reservoir not yet scanned.
Other configurations of injection wells and drainage are possible.
The steam injection well can be replaced by one or more wells verticals or multibranch and injection well of the diversion agent by one or several wells Vertical 12 or multi-branched (Figure 5).
The injections of the steam and the diversion agent can be carried out in wells different as in the basic configuration but also from the same well if they are vertical. In this case, the injections are carried out thanks to a double completion of wells allowing the injection of steam into the lower part of the wells and the injection of the diversion agent in an upper part of the wells.
In the configuration where the wells are horizontal, the injections of the steam and agent diversion can be made from the same well. Only two wells are then necessary as in conventional SAGD, one for injection, the other for production.
In this scheme, the steam injection takes place in the horizontal part of the injector well while the injection of the diversion agent takes place in the well part located nearby of the roof of the tank inside it.
Another well configuration close to the previous one is to consider a well of injection having two horizontal branches drilled from the same part vertical. The upper branch is used to inject the diversion agent, the branch lower for inject the steam (Figure 6).
The injection of the diversion agent can also be carried out while the steam injection is reduced for a while so that a large part of the volume occupied by the steam is almost completely replaced by this agent (Figure 7). This replacement of the steam by the diversion agent will cause a steam migration already injected towards the wall or front of the steam chamber thus limiting the need to inject as many steam for a while. When the replacement has been made, the debits steam injection and diversion agent will be adapted so that the volume effective steam between the area occupied by the diversion agent and the area no again swept by steam is minimum.