CN101981271B - 强化重质烃采收的方法 - Google Patents
强化重质烃采收的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN101981271B CN101981271B CN200980110644.3A CN200980110644A CN101981271B CN 101981271 B CN101981271 B CN 101981271B CN 200980110644 A CN200980110644 A CN 200980110644A CN 101981271 B CN101981271 B CN 101981271B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- amine
- steam
- hydrocarbon
- ammonia
- water
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 80
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 80
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 74
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 62
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract description 13
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 title 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 92
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 76
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims abstract description 37
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 17
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 claims description 16
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 14
- GETQZCLCWQTVFV-UHFFFAOYSA-N trimethylamine Chemical compound CN(C)C GETQZCLCWQTVFV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N Dimethylamine Chemical compound CNC ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 9
- OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N Hydrazine Chemical compound NN OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N Methylamine Chemical compound NC BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 8
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 7
- ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-N Triethylamine Chemical compound CCN(CC)CC ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- RHUYHJGZWVXEHW-UHFFFAOYSA-N 1,1-Dimethyhydrazine Chemical compound CN(C)N RHUYHJGZWVXEHW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- KDSNLYIMUZNERS-UHFFFAOYSA-N 2-methylpropanamine Chemical compound CC(C)CN KDSNLYIMUZNERS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N Morpholine Chemical compound C1COCCN1 YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- PAFZNILMFXTMIY-UHFFFAOYSA-N cyclohexylamine Chemical compound NC1CCCCC1 PAFZNILMFXTMIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- WGYKZJWCGVVSQN-UHFFFAOYSA-N propylamine Chemical compound CCCN WGYKZJWCGVVSQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 3
- HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N diethylamine Chemical compound CCNCC HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000010790 dilution Methods 0.000 claims description 3
- 239000012895 dilution Substances 0.000 claims description 3
- FAXDZWQIWUSWJH-UHFFFAOYSA-N 3-methoxypropan-1-amine Chemical compound COCCCN FAXDZWQIWUSWJH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920001174 Diethylhydroxylamine Polymers 0.000 claims description 2
- QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N Ethylamine Chemical compound CCN QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N butan-1-amine Chemical compound CCCCN HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- FVCOIAYSJZGECG-UHFFFAOYSA-N diethylhydroxylamine Chemical compound CCN(O)CC FVCOIAYSJZGECG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- WEHWNAOGRSTTBQ-UHFFFAOYSA-N dipropylamine Chemical compound CCCNCCC WEHWNAOGRSTTBQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- JJWLVOIRVHMVIS-UHFFFAOYSA-N isopropylamine Chemical compound CC(C)N JJWLVOIRVHMVIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- HDZGCSFEDULWCS-UHFFFAOYSA-N monomethylhydrazine Chemical compound CNN HDZGCSFEDULWCS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000003053 piperidines Chemical class 0.000 claims description 2
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000003233 pyrroles Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000004040 pyrrolidinones Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 70
- 239000011295 pitch Substances 0.000 description 47
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 35
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 18
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 14
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 14
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 12
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 12
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 11
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 9
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 9
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 239000002585 base Substances 0.000 description 6
- 239000012496 blank sample Substances 0.000 description 6
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 230000029142 excretion Effects 0.000 description 6
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 6
- 241000772415 Neovison vison Species 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 5
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 4
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 3
- PAYRUJLWNCNPSJ-UHFFFAOYSA-N Aniline Chemical compound NC1=CC=CC=C1 PAYRUJLWNCNPSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N Silane Chemical compound [SiH4] BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 2
- 150000004982 aromatic amines Chemical class 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 150000001924 cycloalkanes Chemical class 0.000 description 2
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- -1 pitch of gathering Chemical class 0.000 description 2
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 2
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 229910000077 silane Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000011885 synergistic combination Substances 0.000 description 2
- KNYKHCLCBHSFCK-UHFFFAOYSA-N 1-methoxypropan-1-amine Chemical compound CCC(N)OC KNYKHCLCBHSFCK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000944 Soxhlet extraction Methods 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000008365 aqueous carrier Substances 0.000 description 1
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001212 derivatisation Methods 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 230000004927 fusion Effects 0.000 description 1
- 230000017525 heat dissipation Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000002620 method output Methods 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 150000003956 methylamines Chemical class 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000007530 organic bases Chemical class 0.000 description 1
- 230000000803 paradoxical effect Effects 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- 229910052573 porcelain Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
- 239000000341 volatile oil Substances 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 1
- 230000010148 water-pollination Effects 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
- 210000002268 wool Anatomy 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
- E21B43/2408—SAGD in combination with other methods
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
胺、或氨和胺可以用于强化采收重质烃。胺、或氨和胺独自或与水、蒸汽或油溶剂一起和重质烃组合,以促进重质烃的输送。可以将胺、或氨和胺任选与水或蒸汽一起注入井下或在地面上与含重质烃的矿石进行掺合。氨可以独自与高品质蒸汽一起使用。
Description
相关申请的交叉引用
本申请要求2008年2月28日提交的序列号为61/032,297的美国临时专利申请的优先权,该临时专利申请的全部内容经此引用并入本文。
技术领域
本发明涉及烃生产技术。本发明特别涉及利用蒸汽的重质烃生产技术。
背景技术
在世界的一些区域内,存在大储量的位置靠近地面的粘性或重质原油和/或油或焦油砂。这些区域中的上覆地层可能是不显著的,但是也可能有300英尺那么厚或更厚。当烃足够浅时,可以利用露天采矿或其它混合回采方法有效生产烃。
当烃对于混合回采方法而言太深时,则可以使用井与蒸汽注射的组合以生产烃。一种这样的方法称为蒸汽驱油。
在油砂地层的蒸汽驱油中,例如,将井网垂直钻探通过上覆地层和进入重质油砂中,通常穿透砂的整个深度。将套管放入适当的位置,在生产间期打孔,随后将在地面产生的蒸汽在相对高的压力下向下泵送通过套管并进入重质油地层。
在一些情况下,可以将蒸汽泵送入钻探在生产地层内的所有井中一段时间,在已经将热量用于降低井眼附近的重质油粘度之后,去除蒸汽并将已经通过射孔进入套管内的加热后降低粘度的油泵送至地面。当热量耗散并且重质油产量减少时,结束生产并重新开始蒸汽驱油。其中,将相同的井用于注入蒸汽一段时间和随后用于生产,该技术称为吞吐法或推拉法。
在其它情况下,使用穿透重质油砂的一些垂直井以连续注入蒸汽,而其它井用于连续生产通过蒸汽加热后的较低粘度油。同样,当重质油产量由于缺少热量而减少时,注射井和生产井的作用可以颠倒,以允许注入的蒸汽到达储层的新部分,并重复过程。
在所有的这些生产技术中,蒸汽驱油在相对高压(数百至超过一千磅/平方英寸或PSI)下进行,以允许它尽可能深地穿透入生产区域中。
用于采收重质原油和沥青的一种更先进的技术是“蒸汽辅助重力泄油”或SAGD。在该方法中,在地层中钻探两个平行的水平油井。每个井对平行钻探并相对于彼此垂直排列。它们通常为约1千米长和分隔5米。较高的井称为“注射井”,较低的井称为“生产井”。通过在两个井中循环蒸汽使得将井对之间的沥青加热至足以流至较低的生产井,从而开始过程。释放的孔隙用蒸汽连续填充,形成“蒸汽室”。蒸汽室加热和排泄出越来越多的沥青,直至它取代井对之间的载油孔。随后停止生产井中的蒸汽循环,并仅注入较高的注射井中。固定在生产井的锥形蒸汽室现在开始由注射井向上发展。随着加热新的沥青表面,油的粘度降低,允许它由于重力沿蒸汽室边界向下流入生产井中。总是在低于岩体的断裂压力下注入蒸汽。同样,经常使生产井节流以维持沥青生产物流的温度恰好低于饱和蒸汽条件,从而阻止蒸汽气体进入井眼和稀释油产量-这称为SAGD“汽阱”。
SAGD过程通常采收约55%的原始就地沥青。影响SAGD生产经济的其它工程参数包括采收速率、热效率、蒸汽注射速率、蒸汽压力、最小化砂产量、储层压力维持和水侵入。
与常规地面采矿提取技术和替代热采收方法相比,SAGD提供多种优势。例如,SAGD提供明显更大的每井生产速率、更大的储层采收、降低的水处理成本和显著减少“蒸汽与油之比”(SOR)。
然而,SAGD不是完全没有缺点的;它要求一些新鲜水、大的水循环设施以及大量的天然气以产生蒸汽。
依赖重力泄油,它需要相对稠(thick)和均匀的储层。生产速率受相对高的沥青粘度限制,即使是热沥青的情况下。开发了一些衍生过程,通过向蒸汽加入挥发性沥青可溶解溶剂(例如可凝或不可凝烃)以降低沥青粘度,从而提高生产速率。
常规的碱性强化油采收剂,例如矿物氢氧化物(如NaOH,KOH)和碳酸盐(如NaHCO3,Na2CO3),可以溶解在产生的蒸汽留下的任何剩余热水中而被携带至载油地层,但是挥发性不足以被蒸汽独自携带。在SAGD过程中,特别地,从充满砂子的干蒸汽室至水冷凝/泄油前缘存在长且曲折的路径,即使是最小的水气溶胶也不太可能穿透该路径。
某些挥发性试剂,例如硅烷、有机硅和脲,可以通过与矿物细粒表面或与矿物地层本身反应以降低细粒或水的流动性、或者提高油通过地层的渗透性,从而强化轻烃的采收。然而,特别是对于油砂,矿物细粒的表面积远大于沥青颗粒的表面积,从而任何的矿物或地层处理方法变得不经济。此外,重质烃状沥青的粘度是如此的高,使得降低水流动性和/或增大油渗透性的常规目标将实际上阻碍沥青生产速率。
发明内容
在一个方面,本发明是生产烃的方法,包括使来自地下地层的烃与蒸汽和挥发性胺原位或异位接触。
在另一个方面,本发明是从使来自地下地层的烃与蒸汽和挥发性胺原位或异位接触得到的烃与水和胺或氨的掺合物。
在又一个方面,本发明是生产烃的方法,包括使来自地下地层的烃与溶剂蒸气、蒸汽和挥发性胺原位或异位接触。
在另一个方面,本发明是从使来自地下地层的烃与溶剂蒸气、蒸汽和挥发性胺原位或异位接触得到的烃、溶剂、水和胺或氨的掺合物。
本发明的另一个方面是利用氨和挥发性胺的增效组合,而不是挥发性胺独自。
在又一个方面,本发明是从使来自地下地层的烃与溶剂蒸气、蒸汽和挥发性胺、或挥发性胺和氨接触得到的从地下地层采收的重质烃。
本发明的另一个方面是生产烃的方法,包括使来自地下地层的重质烃与高品质蒸汽和氨原位或异位接触。
具体实施方式
在一个实施方案中,本发明是生产重质烃的方法。用于本申请的目的,重质烃包括稠密或高粘度原油和沥青。
重质烃可能是难以生产的。这些烃非常粘,通常不能利用仅通过地层压力提供动力的油井生产。一种降低地下地层中的重质烃粘度的方法是用蒸汽对地层进行驱油。蒸汽升高地层中烃的温度,这降低了它们的粘度,允许它们排泄出或驱扫至油井并产出。蒸汽也可冷凝成水,水可以作为用于油的乳状液的低粘度载体相,从而允许更容易地生产重质烃。
在一个实施方案中,本发明是利用油井采收重质烃的方法。在该实施方案中,使地下地层中的烃与蒸汽和挥发性胺的掺合物或挥发性胺和氨的掺合物接触。利用用于生产的相同井或用于将蒸汽引入地层中的其它井,将蒸汽、挥发性胺、或氨和挥发性胺的掺合物引入井下。任一种方式中,蒸汽冷凝并形成水相,所述水相可以帮助从矿物中释放重质烃并将它向生产井携带。
在另一个实施方案中,本发明是采收重质烃、特别是沥青的方法,其中从载烃矿石中采收重质烃。一种这样的矿石是通常称为油砂或焦油砂的富沥青矿石。
许多烃储藏量以油砂形式存在。其中发现的柏油状玻璃态沥青通常比液态形式更强的地下烃更难以进行生产。油砂沥青在初级生产中不流出母岩。这些矿石可以在露天矿中进行开采,在地面上的大容器中利用至少温水(有时用蒸汽加热)异位从矿物中分离出沥青。或者可以用蒸汽原位加热矿石并利用从蒸汽冷凝的水当仍然在地下时从地层基岩中分离出沥青。
不同于常规重质原油,油砂中的沥青不是连续的,而是与封装单独水湿砂细颗粒的淤泥或胶囊均质混合的不连续的小块。这些沥青状烃被认为甚至比常规重质原油更粘,并且在地层中的存在量通常甚至更少-即使是富油砂矿石也仅含有10-15%的烃。
一种采收该沥青的方法是清除土质上覆地层,从露天矿中挖出矿石,随后异位在一连串费劲的分离步骤中使用加热后的水洗去砂子和淤泥。
一种更近期的方法利用钻探入更深的油砂地层中的水平井对原位从砂子中分离出烃。将500℃的高压干蒸汽注入较高的(注射)井中,所述井纵向地延伸通过油砂沉积物的较高部分。蒸汽冷凝,释放它的相当大的潜热,所述潜热使注射井附近的沥青熔化和流化。随着目前在约130-约230℃下的油和水排泄出去,在排泄区之上形成干蒸汽室。
这种烃生产方法的一个缺点是新蒸汽以及它可能包含的任何添加剂可能需要运行更长的距离通过该多孔砂子和粘土,从而到达干蒸汽室与其中油和水的排泄开始形成的区域(生产前缘)之间的进展界面。该过程称为蒸汽辅助重力泄油,和通常由它的缩写“SAGD”进行提及。
不同于常规蒸汽驱动,蒸汽的压力不主要用于将油推向生产井;而是,蒸汽的潜热用于降低沥青的粘度,使得它与由蒸汽冷凝的水一起由于重力排泄至较低的生产井。因为在约150℃的生产温度下,纯水的粘度比纯沥青低约300倍,并且通常水湿地层不能疏水性地阻止水的流动,所以水比熔融沥青排泄通过地层快得多。
此外,水基(水包油)乳状液的流动最类似于水,它们比水本身的粘性并不高很多。据信这是因为电荷稳定的水包油颗粒静电排斥并且防止互相摩擦。相反,油中的水滴是空间位阻稳定的,互相流经时仅会带来增大的摩擦。结果是,油包水的凝缩乳状液可以比纯油本身的粘性高数倍。因此,整体而言,水基乳状液可以比它的油基对应物流动快一千倍那么高,因此通常产生高很多的油,甚至是当它携带较低分数的油时。
在典型的SAGD启动中,水是首先从母岩中出来的物质。生产流体中的烃浓度随时间增大,直至最终出来的油浓度水平为产出的流体的约25-35%。因此,“蒸汽与油之比”或SOR的极限是约2-3。
无论地下流体的条件如何,到达地面上的第一阶段分离器的都不可能是两个整体相,即油基乳状液和水基乳状液。相反,主要的乳状液通常是水包油。该乳状液通常携带最多是沥青,它可以不携带翻转状态,或转化成油包水乳状液。
随后,在实践中,与热通量(通过蒸汽将热量传递给油)相比,通过流体通量(通过水流将移动传递给油)可以更加限定SOR以及因此的产油速率。随后,增大由水携带的油的分数,对于相同的蒸汽而言产生更多的油,因此是非常理想的。
本发明方法的两个优点是使用胺、或氨和胺可以同时增大重质烃分散入水中(因此被水携带)的效率和效力。增大的效率导致更低的蒸汽需求,这导致更低的能量成本。在一些田场,采收重质原油的成本是产出油的1/3被用于产生蒸汽。在本领域中降低蒸汽需求从而减少使用采收的烃或购买天然气形式的能量用于生产重质烃将是理想的。增大的效力导致从地层中整体采收更多的沥青。母岩中留下废弃的油更少。这增大了用于生产油的固定资本投资的回报。
采收重质烃的另一种方法是利用挥发性烃蒸气以强化提取。该“蒸气提取”方法在本领域中通常称为VapEx。在该方法中,用轻烃进行稀释,而不是用蒸汽进行加热,以降低重质烃的粘度。这些方法在本领域中是已知的和可以在以下专利中找到:Allen等人的美国专利No.4,450,913,Islip等人的美国专利No.4,513,819,Butler等人的美国专利No.5,407,009,Butler的美国专利No.5,607,016,Frauenfeld等人的美国专利No.5,899,274,Mokrys的美国专利No.6,318,464,Lim等人的美国专利No.6,769,486,和Nenniger等人的美国专利No.6,883,607,上述专利全文经此引用并入本文。
然而,在单独用蒸汽的情况下,仅仅降低重质烃的粘度使油移动通常将不如将它分散入稀薄很多的水相中快速。烃越重,则这更正确。在含有一些水的地层中,本发明的方法可以利用受保护主题的溶剂的注入,使得在地层中存在足够的水,以允许胺、或氨和胺产生水基载油流体,从而与不使用本发明方法实施的相同过程相比,增大本发明方法的效率和/或效力。
当地层水不足够允许胺、或氨和胺产生水基载油流体时,本发明方法可以使用挥发性烃稀释剂和蒸汽的组合。一种组合方法通常称为轻烷烃蒸汽强化采收,或“LASER”。添加蒸汽和稀释剂提供含水载体相且使阻止重质油分散入其中的粘性降低。本发明方法通过使驱使油进入水中和在其中保持的力增大,增强了该效果。这允许水携带更多的油,降低对蒸汽以及产生蒸汽所需能量的需求。
本发明的另外方法是使用胺、或胺和氨作为不混溶水状相。氨和较小的胺如甲胺在生产压力下是液体,具有甚至小于水的粘度。例如,液体氨的粘性比在相同温度下的水粘性小100倍。液体氨或挥发性油不混溶胺的载体流体可以在比用于水更低的温度下在地面移除和循环。
在本发明方法的实践中,氨或单种胺或胺的混合物、或氨和胺的混合物可以用于强化重质烃生产。虽然任意胺可以用于本发明方法,但是在本发明的一个实施方案中,胺是在大气压力下沸点不大于135℃和pKa为至少5.0的任意胺。在另一个实施方案中,胺是在大气压力下沸点不大于145℃和pKa为至少4.95的任意胺。实例胺包括但不限于:甲胺,二甲胺,三甲胺,二乙胺,乙胺,异丙胺,正丙胺,二乙胺,1,1-二甲基肼,异丁胺,正丁胺,吡咯烷酮,三乙胺,甲基肼,哌啶,二丙胺,肼,吡啶,乙二胺,3-甲氧基丙胺,N,N-二乙基羟胺,吗啉,吡咯,和环己胺。在本发明的一些实施方案中,具有低沸点和相对高的pKa的胺例如二甲胺(BP:-1.7℃;pKa=10.68)可能是理想的。
虽然不希望被任何理论束缚,但是认为在本发明方法中,可以从重质烃中通常发现的具有胺-反应性官能团的化合物原位产生阴离子型表面活性剂。特别地,通常称为环烷烃酸的长链羧酸通过与氨或胺接触而反应,形成油乳化皂。因此,对于本发明方法而言,pKa值高至足以反应且挥发性足以到达反应性位点的胺是有用的。
在一些应用中,希望胺的挥发性足以允许它们通过具有干蒸汽的贫化地层输送至生产前缘。例如,通过这样的输送原位形成的表面活性剂可以加速封装油砂中砂子细颗粒的沥青的释放(或抑制吸附)。这种释放可以产生更快速流动通过水-湿砂组合体的稳定低粘度水包沥青分散体或乳状液。因此,这种载有更多油的水加速了从油砂中采收沥青。
在该实施方案中,冷凝水也能够携带更高负荷的这种表面活化的沥青,而不是非表面活化的沥青。更高的携带能力减少了水和因此的蒸汽,以及因此用于生产1桶沥青所需的天然气(或其它能源)。在这样的商业模式中,可以更快回收资本投资,并永久降低了操作成本,所有这些明显是商业操作中希望的。
加入蒸汽或溶剂的胺化合物可以具有足够的挥发性,以被蒸气相中的蒸汽输送,使得它可以穿透地层到达其中蒸汽进行冷凝的沥青排泄前缘或生产前缘。实践中,这意味着胺的沸点低于在相同压力下的水温度或比所述水温度高出不太多。倘若胺具有足够的碱性,则它的挥发性不可能太高,因为它将与来自气相的沥青反应。即使是低沸点气体例如氨,通过与沥青接触进行反应,也增大了沥青的水可分散性。
在一些情况下可能存在最优的挥发性,通过在特定的生产区中冷凝胺,所述挥发性使胺浓缩。
如所述,希望胺具有足够的碱性以与重质烃中的环烷烃(羧基)酸反应,从而形成是有效皂的羧酸根阴离子。作为一个分类,羧酸的pKa为约3.7-约4.9。超出那些pKa的具有共轭酸的有机碱包括所有通常的脂族胺(pKa 8.9-10.8)和大部分芳族胺(pKa 5.2-7.0);虽然一些芳族胺(例如苯胺)对于与某些通常的羧酸盐反应而言是强度不足够的碱。如此原位形成的皂可以,例如,强化从油砂中释放沥青并使沥青悬浮在由蒸汽冷凝的水中。水由此将更多的沥青输送至地面。
一些烃采收方法利用碱和/或碳酸盐作为它们应用的碱源。使用碱和/或碳酸盐不总是理想的,这是因为与产出的烃中碱金属累积有关的问题。在本发明方法中,使用的胺、或氨和胺可以用于代替该功能,从而克服产出的烃或循环生产水中钠或其它碱金属的累积。
一旦烃利用本发明方法产出,则可以利用本领域技术人员已知有用的任何方法从所得的烃在水中的乳状液中采收它们。例如,可以在多种分离容器之前,利用聚胺、聚醚、金属水合物、或酸基乳状液破乳剂或“反”破乳剂使乳状液破乳。
胺、或氨和胺可以以本领域技术人员已知有用的任何方式加入蒸汽和任选的溶剂中。它们可以预先掺合和作为单独相或混合物注入。它们也可以共注入。它们可以以有益的任何浓度进行使用,有益定义为与当不存在本发明方法的情况下实施的其它相同烃采收方法时的相比,更加有效或生效。例如,在一个实施方案中,胺、或氨和胺以蒸汽或溶剂中约50-约50,000重量ppm的浓度加入。在另一个实施方案中,胺、或氨和胺以蒸汽或溶剂中约1000-约10,000重量ppm的胺或氨和胺的浓度加入。
原位产生的表面活性剂的亲水性-亲脂性平衡(HLB)可以通过操控胺上的烷基进行优化,以最大化在不同沥青上的效用。表面活性剂的油亲合力(亲脂性)可以通过增大胺上烃基的数目或尺寸而增强。减少烃基的数目或尺寸将降低它的油亲合力和增强它的水亲合力(亲水性)。
本发明方法可能理想地在不存在可能由地面引入的其它试剂、反应物或表面活性剂的条件下实施。例如,本发明方法可以在不存在用于改变地层中矿物的表面可湿润性或其它性质(例如增大矿物的流动性或流体穿过矿物的渗透性)的材料的条件下实施。特别地,避免矿物疏水化反应物例如硅烷和类似的硅基化合物以及堵水剂例如水溶性聚合物或它们的前体,因为不利于增强由本发明方法促进的水流动。更广泛地,在矿物表面积(例如具有粘土细粒的油砂中)比任何油-水乳状液的表面积大许多倍的情况下,避免优先与矿物表面反应或吸附至矿物表面上的任何添加剂,因为这将是极不经济的。
用于本申请的目的,术语“蒸汽”具有其普通含义,即加热至或高于沸点的水蒸气。在从油砂采收烃的领域中,蒸汽有时进一步限定为“低品质蒸汽”和“高品质蒸汽”。用于本申请的目的,术语“高品质蒸汽”的含义是在注入油砂中的位置处,蒸汽在该流体物流中含有至少70%的蒸汽形式的水和30%或更少的冷凝水形式的水。在一些实施方案中,需要至少80重量%的水为水蒸气形式。含有小于70%水蒸气的的任意流体物流是低品质蒸汽。
在本发明的一些实施方案中,胺与氨联合使用。使用氨与所要求保护的胺是一种增效组合。虽然不希望被任何理论束缚,但是认为本发明使用的氨的功能是降低某些粘土具有的对于胺的不希望的选择性。通过降低该选择性,留下更多的胺处于蒸气状态和随后可以与重质烃中的有机酸相互作用,从而产生具有表面活性剂性质的材料。
在本发明的一个实施方案中,如果蒸汽是高品质蒸汽,则可以在没有胺的条件下使用氨。高品质蒸汽允许氨保留在蒸气状态中,并更有效地携带通过重质烃地层。
实施例
提供下列实施例以说明本发明。所述实施例不打算用于限定本发明的范围,并且它们不应如此解释。数量单位是重量份或重量百分数,除非另有说明。
实施例1
将具有Dean-Stark气水分离器的Soxhlet提取设备用于测量多种碱性材料能够与水一起蒸发并随后与蒸汽一起冷凝的程度。将10克(10g)含有约15%沥青的油砂矿石加入悬挂在圆底(RB)烧瓶顶部的不锈钢筐式筛网,所述烧瓶直接在来自气水分离器的回流之下。将200mL去离子水与500ppm多种化学添加剂一起加入RB烧瓶。运行空白样,其中用非挥发性碱NaOH将水的pH升高至9-10。将烧瓶放置于加热套中,并加热至沸腾。
当气水分离器充满时,对水冷凝物取样以测量pH(通过静电计)和表面张力(通过du Noüy环)。表面张力都在66和72mN/m之间,表明对于添加剂本身而言没有明显的表面活性剂效果。
pH值列于表1和2中。在挥发性胺碱的组(表1)与非挥发性碱和挥发性非碱的组(表2)之间存在清楚的区别。前者与水一起蒸发并与蒸汽一起冷凝,冷凝物的pH升高至9.3-10.7的范围(平均9.9)。后者使冷凝物的pH处于6.2-8.8(平均7.5)。
在烧瓶中回流水3小时后,停止热量30分钟并移除矿石筐。为了测量用冷凝水从矿石中提取的沥青量,煮出水并通过气水分离器去除。将甲苯加入烧瓶,以溶解和去除沥青。随后蒸发甲苯并对沥青进行称重。使矿石筐返回烧瓶并用甲苯回流至透明,从而获得矿石中残留的沥青重量。随后,将用水回流进行回收的沥青与总沥青进行比较,并以回收率%表示。这些列于表1和2中。
为了更好复制在约150℃的真实生产温度下的沥青粘度,将少量的庚烷加入水。庚烷在与水大约相同的温度下沸腾,因此与水一起回流至矿石样品上。3体积沥青和1体积庚烷的稀释物在95℃(测试中回流水的温度)下具有25cP的粘度,与直馏沥青在150℃下的粘度大约相同。所以,对于10g具有15wt%沥青的矿石(密度约1.0),加入了0.5ml庚烷。为了评价在地层中蒸汽首次冷凝的较高温度下的作用,也利用加入1.0ml庚烷运行了一些测试。表1和2分别列出了在这些模拟温度的每一个下的回收率(加入0、0.5和1.0ml庚烷)。
出于多个原因,来自早期测试的数据变化性很高。许多数据根据冷凝物液滴如何碰撞和扩散通过矿石套管(thimble)从而引起沥青下落通过孔或排泄通过砂子而变化。良好的沥青去除剂(remover)可以钻一个通过矿石的孔并不回收太多的沥青。不佳的沥青去除剂可能在它被保留的时间内、在充满套管之前不排泄和溶解大量,因此去除不仅仅是更快的排泄化合物。然而,即使包括了所有这些似非而是的结果,当将整组挥发性胺与整组非挥发性胺和非胺(包括NaOH调节空白样)比较时,在表3中可以看出添加挥发性胺时存在对回收率的显著改进。当没有加入庚烷以使沥青稀薄时,回收率似乎是粘度受限的,但是仍然从21%±5改略微进至29%±3。在通过加入0.5ml庚烷(1∶3沥青)的更高模拟温度下,改进是从20%±5至40%±17。加入1.0ml时(2∶3沥青),改进是从37%±4至54%±7。
通过使用底部具有5个小孔的固体陶瓷套管(如同上下颠倒的盐瓶)获得更加一致的结果。利用该套管,更快排泄的材料不能仅仅烧出通过钢丝网的孔。以这种方式进行的3次测试概述于表4中。同时作为百分比和作为空白样的倍数列出了沥青回收率。此处的效果和趋势是不会弄错的。在从氨至三甲胺的同系甲基系列中:NH3,NH2CH3,NH(CH3)2,N(CH3)3;随着材料变得挥发性更低、疏水性更强和变成更弱的碱,相对于空白样的沥青回收率单一地从5.9倍大(氨)变成4.7倍大(甲胺)至3.4倍大(二甲胺)再至2.6倍大(三甲胺)。所有的3个效果可能是相关的,例如甲氧基丙胺(MOPA)和肼都具有比三甲胺小很多的挥发性,但是它们也是疏水性更差和更强的伯胺,如同甲胺。MOPA比空白样强3.0倍、在二甲胺和三甲胺之间的一半处,肼比空白样强2.6倍、大约与三甲胺相同。
表1-低冷凝物pH组
*加入的庚烷mL
表2-高冷凝物pH组
*加入的庚烷mL
表3-通过化学品组回收的沥青%
表4-陶瓷套管
Claims (15)
1.一种用于生产烃的方法,所述方法包括使来自地下地层的重质烃与蒸汽和挥发性胺接触,其中通过挥发性胺与重质烃接触而原位形成阴离子型表面活性剂,挥发性胺包括烷基,和选择烷基使得原位产生的表面活性剂的亲水性-亲脂性平衡(HLB)进行最优化,从而使采收重质烃中的效用最大化。
2.权利要求1的方法,其中所述重质烃是高粘度原油和/或沥青。
3.权利要求2的方法,其中所述重质烃是油砂。
4.权利要求1的方法,其中所述胺的大气压力沸点小于或等于145℃。
5.权利要求4的方法,其中所述胺的大气压力沸点小于或等于135℃。
6.权利要求1的方法,其中所述胺的pKa为至少4.95。
7.权利要求6的方法,其中所述胺的pKa为至少5.0。
8.权利要求1的方法,其中所述胺选自:甲胺,二甲胺,三甲胺,二乙胺,乙胺,异丙胺,正丙胺,1,1-二甲基肼,异丁胺,正丁胺,吡咯烷酮,三乙胺,甲基肼,哌啶,二丙胺,肼,吡啶,乙二胺,3-甲氧基丙胺,N,N-二乙基羟胺,吗啉,吡咯,环己胺和它们的组合。
9.权利要求1的方法,其中所述地下地层是贫化地层。
10.权利要求9的方法,其中所述胺的挥发性足够允许将所述胺输 送至生产前缘。
11.权利要求1的方法,另外包括利用挥发性溶剂蒸气。
12.权利要求1的方法,其中以浓度为蒸汽中50-50,000重量ppm的胺或氨和胺,将胺或氨和胺加入蒸汽。
13.权利要求12的方法,其中以浓度为蒸汽中1,000-10,000重量ppm的胺或氨和胺,将胺或氨和胺加入蒸汽。
14.权利要求1的方法,其中使烃与蒸汽和胺原位接触。
15.一种用于生产烃的方法,所述方法包括使来自地下地层的重质烃与高品质蒸汽和氨接触,其中通过挥发性胺与重质烃接触而原位形成阴离子型表面活性剂,挥发性胺包括烷基,和选择烷基使得原位产生的表面活性剂的亲水性-亲脂性平衡(HLB)进行最优化,从而使采收重质烃中的效用最大化。
Applications Claiming Priority (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US3229708P | 2008-02-28 | 2008-02-28 | |
US61/032,297 | 2008-02-28 | ||
US12/330,112 US7938183B2 (en) | 2008-02-28 | 2008-12-08 | Method for enhancing heavy hydrocarbon recovery |
US12/330,112 | 2008-12-08 | ||
PCT/US2009/031791 WO2009108423A1 (en) | 2008-02-28 | 2009-01-23 | Method for enhancing heavy hydrocarbon recovery |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN101981271A CN101981271A (zh) | 2011-02-23 |
CN101981271B true CN101981271B (zh) | 2014-09-10 |
Family
ID=41012288
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN200980110644.3A Expired - Fee Related CN101981271B (zh) | 2008-02-28 | 2009-01-23 | 强化重质烃采收的方法 |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7938183B2 (zh) |
CN (1) | CN101981271B (zh) |
BR (1) | BRPI0907929A2 (zh) |
CA (1) | CA2713261C (zh) |
CO (1) | CO6241177A2 (zh) |
MX (1) | MX2010008843A (zh) |
RO (1) | RO127969A2 (zh) |
WO (1) | WO2009108423A1 (zh) |
Families Citing this family (23)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2818692C (en) | 2010-11-22 | 2019-02-19 | Advanced Combustion Energy Systems, Inc. | Combustion thermal generator and systems and methods for enhanced oil recovery |
CA2769189C (en) | 2011-04-26 | 2019-04-23 | Conocophillips Company | Method for steam assisted gravity drainage with pressure differential injection |
US20140182850A1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-07-03 | Shell Oil Company | Process for producing oil |
EA029068B1 (ru) | 2013-01-16 | 2018-02-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ, система и композиция для добычи нефти |
CN105051149B (zh) | 2013-03-28 | 2018-07-06 | 陶氏环球技术有限责任公司 | 原位沥青的蒸汽强化萃取 |
CA2933491A1 (en) | 2013-12-16 | 2015-06-25 | Dow Global Technologies Llc | Method for analysis of trace levels of chemical additives in oil recovery production fluids |
WO2015138441A1 (en) * | 2014-03-10 | 2015-09-17 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Ammonia compositions for use in gypsum containing wells |
CN106164412B (zh) | 2014-03-21 | 2020-05-12 | 陶氏环球技术有限责任公司 | 原位沥青的分级蒸汽提取 |
US9845669B2 (en) * | 2014-04-04 | 2017-12-19 | Cenovus Energy Inc. | Hydrocarbon recovery with multi-function agent |
US9611422B2 (en) * | 2014-05-29 | 2017-04-04 | Baker Hughes Incorporated | Methods of obtaining hydrocarbons using suspensions including organic bases |
AR103391A1 (es) | 2015-01-13 | 2017-05-03 | Bp Corp North America Inc | Métodos y sistemas para producir hidrocarburos desde roca productora de hidrocarburos a través del tratamiento combinado de la roca y la inyección de agua posterior |
AU2015385858B2 (en) | 2015-03-10 | 2018-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising anhydrous ammonia for use in subterranean formation operations |
WO2016144323A1 (en) | 2015-03-10 | 2016-09-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing treatment fluids comprising anhydrous ammonia for use in subterranean formation operations |
CN105505428A (zh) * | 2015-12-08 | 2016-04-20 | 中国石油大学(北京) | 一种从油砂中分离沥青的方法 |
US10633593B2 (en) | 2016-05-26 | 2020-04-28 | Dow Global Technologies Llc | Enhanced steam extraction of bitumen from oil sands |
BR112019000087A2 (pt) | 2016-07-12 | 2019-04-09 | Dow Global Technologies Llc | composição formadora de espuma para recuperação de óleo auxiliada por vapor |
WO2018017221A1 (en) * | 2016-07-18 | 2018-01-25 | Dow Global Technologies Llc | Method to extract bitumen from oil sands using aromatic amines |
US10125591B2 (en) | 2016-08-08 | 2018-11-13 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Coinjection of dimethyl ether and steam for bitumen and heavy oil recovery |
CA3063394A1 (en) * | 2017-05-12 | 2018-11-15 | Dow Global Technologies Llc | Method for steam extraction of bitumen |
WO2019038467A1 (en) * | 2017-08-23 | 2019-02-28 | Outotec (Finland) Oy | LIQUID FILTRATION APPARATUS |
CN108343412B (zh) * | 2018-02-11 | 2021-04-30 | 新疆新易通石油科技有限公司 | 超稠油提高蒸汽驱或蒸汽吞吐加热效率的处理剂及其制备方法和应用 |
WO2020006422A1 (en) | 2018-06-29 | 2020-01-02 | Dow Global Technologies Llc | Additives for enhanced extraction of bitumen |
EP3870669A1 (en) * | 2018-10-26 | 2021-09-01 | ChampionX USA Inc. | Additives for steam-injection oil recovery |
Family Cites Families (41)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3221813A (en) * | 1963-08-12 | 1965-12-07 | Shell Oil Co | Recovery of viscous petroleum materials |
US3353598A (en) * | 1964-09-11 | 1967-11-21 | Phillips Petroleum Co | High-pressure steam drive oil production process |
US3782472A (en) * | 1967-03-20 | 1974-01-01 | Petrolite Corp | Steam injection of oil formations |
US3464492A (en) * | 1967-12-06 | 1969-09-02 | Getty Oil Co | Method for recovery of petroleum oil from confining structures |
US3961018A (en) | 1973-12-06 | 1976-06-01 | United Air Specialists, Inc. | Method for purification of gas streams by removal of acidic gases |
US4156463A (en) | 1978-06-26 | 1979-05-29 | Texaco Inc. | Viscous oil recovery method |
US4212353A (en) * | 1978-06-30 | 1980-07-15 | Texaco Inc. | Hydraulic mining technique for recovering bitumen from tar sand deposit |
US4270609A (en) * | 1979-09-12 | 1981-06-02 | Choules G Lew | Tar sand extraction process |
US4324291A (en) * | 1980-04-28 | 1982-04-13 | Texaco Inc. | Viscous oil recovery method |
US4522732A (en) * | 1981-07-20 | 1985-06-11 | Angus Chemical Company | Process for recovering petroleum from a geological formation |
US4753293A (en) * | 1982-01-18 | 1988-06-28 | Trw Inc. | Process for recovering petroleum from formations containing viscous crude or tar |
US4450913A (en) * | 1982-06-14 | 1984-05-29 | Texaco Inc. | Superheated solvent method for recovering viscous petroleum |
US4475595A (en) * | 1982-08-23 | 1984-10-09 | Union Oil Company Of California | Method of inhibiting silica dissolution during injection of steam into a reservoir |
US4475592A (en) * | 1982-10-28 | 1984-10-09 | Texaco Canada Inc. | In situ recovery process for heavy oil sands |
US4580633A (en) * | 1983-12-21 | 1986-04-08 | Union Oil Company Of California | Increasing the flow of fluids through a permeable formation |
US4513819A (en) * | 1984-02-27 | 1985-04-30 | Mobil Oil Corporation | Cyclic solvent assisted steam injection process for recovery of viscous oil |
US4607699A (en) * | 1985-06-03 | 1986-08-26 | Exxon Production Research Co. | Method for treating a tar sand reservoir to enhance petroleum production by cyclic steam stimulation |
US4706751A (en) * | 1986-01-31 | 1987-11-17 | S-Cal Research Corp. | Heavy oil recovery process |
US4722395A (en) * | 1986-12-24 | 1988-02-02 | Mobil Oil Corporation | Viscous oil recovery method |
US5056596A (en) * | 1988-08-05 | 1991-10-15 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Recovery of bitumen or heavy oil in situ by injection of hot water of low quality steam plus caustic and carbon dioxide |
US5607016A (en) * | 1993-10-15 | 1997-03-04 | Butler; Roger M. | Process and apparatus for the recovery of hydrocarbons from a reservoir of hydrocarbons |
US5407009A (en) * | 1993-11-09 | 1995-04-18 | University Technologies International Inc. | Process and apparatus for the recovery of hydrocarbons from a hydrocarbon deposit |
US5591908A (en) * | 1994-01-24 | 1997-01-07 | Amtec Corporation | Torque monitor for training bicyclists |
US5626193A (en) | 1995-04-11 | 1997-05-06 | Elan Energy Inc. | Single horizontal wellbore gravity drainage assisted steam flooding process |
CA2185837C (en) * | 1996-09-18 | 2001-08-07 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Solvent-assisted method for mobilizing viscous heavy oil |
CA2243105C (en) * | 1998-07-10 | 2001-11-13 | Igor J. Mokrys | Vapour extraction of hydrocarbon deposits |
US6186232B1 (en) * | 1998-10-19 | 2001-02-13 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Enhanced oil recovery by altering wettability |
US7150320B2 (en) * | 1999-05-07 | 2006-12-19 | Ge Ionics, Inc. | Water treatment method for heavy oil production |
US7428926B2 (en) * | 1999-05-07 | 2008-09-30 | Ge Ionics, Inc. | Water treatment method for heavy oil production |
US7077201B2 (en) * | 1999-05-07 | 2006-07-18 | Ge Ionics, Inc. | Water treatment method for heavy oil production |
US6230814B1 (en) * | 1999-10-14 | 2001-05-15 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Process for enhancing hydrocarbon mobility using a steam additive |
TW455961B (en) * | 2000-04-25 | 2001-09-21 | Cts Comp Technology System Cor | Method for enabling semiconductor wafer to use liquid conductive material |
US6918442B2 (en) | 2001-04-24 | 2005-07-19 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil shale formation in a reducing environment |
CA2349234C (en) * | 2001-05-31 | 2004-12-14 | Imperial Oil Resources Limited | Cyclic solvent process for in-situ bitumen and heavy oil production |
CA2351148C (en) * | 2001-06-21 | 2008-07-29 | John Nenniger | Method and apparatus for stimulating heavy oil production |
US7055602B2 (en) | 2003-03-11 | 2006-06-06 | Shell Oil Company | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery |
US7147057B2 (en) * | 2003-10-06 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Loop systems and methods of using the same for conveying and distributing thermal energy into a wellbore |
US20080044333A1 (en) | 2004-07-30 | 2008-02-21 | Hakka Leo E | Method and apparatus for NOx and Hg removal |
US8888992B2 (en) * | 2005-08-09 | 2014-11-18 | Uop Llc | Process and apparatus for improving flow properties of crude petroleum |
CN1986505B (zh) * | 2005-12-23 | 2010-04-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种增产低碳烯烃的催化转化方法 |
US20090078414A1 (en) * | 2007-09-25 | 2009-03-26 | Schlumberger Technology Corp. | Chemically enhanced thermal recovery of heavy oil |
-
2008
- 2008-12-08 US US12/330,112 patent/US7938183B2/en active Active
-
2009
- 2009-01-23 CA CA2713261A patent/CA2713261C/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-01-23 CN CN200980110644.3A patent/CN101981271B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2009-01-23 RO ROA201000766A patent/RO127969A2/ro unknown
- 2009-01-23 WO PCT/US2009/031791 patent/WO2009108423A1/en active Application Filing
- 2009-01-23 BR BRPI0907929-7A patent/BRPI0907929A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2009-01-23 MX MX2010008843A patent/MX2010008843A/es active IP Right Grant
-
2010
- 2010-08-18 CO CO10101234A patent/CO6241177A2/es not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BRPI0907929A2 (pt) | 2015-07-28 |
RO127969A2 (ro) | 2012-11-29 |
MX2010008843A (es) | 2010-09-07 |
US7938183B2 (en) | 2011-05-10 |
CN101981271A (zh) | 2011-02-23 |
CO6241177A2 (es) | 2011-01-20 |
CA2713261C (en) | 2013-12-03 |
WO2009108423A1 (en) | 2009-09-03 |
US20090218099A1 (en) | 2009-09-03 |
CA2713261A1 (en) | 2009-09-03 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN101981271B (zh) | 强化重质烃采收的方法 | |
CN102421876A (zh) | 从含烃原料中提取烃和/或含烃原料的加工 | |
CN106103655A (zh) | 从油砂中提取沥青的方法 | |
RU2679027C2 (ru) | Использование силицидов щелочных металлов в работах по извлечению нефти из месторождений после применения технологии chops | |
CN103917745A (zh) | 使用金属硅化物提高原油采收 | |
CN107407142A (zh) | 通过含烃岩石的组合处理和随后的注水从所述岩石开采烃的系统和方法 | |
CN105940080A (zh) | 用于提高原油产量的增产方法和系统 | |
CN104870744A (zh) | 用于生产油的方法 | |
US20160040521A1 (en) | Methods for separating oil and/or gas mixtures | |
CN109153919A (zh) | 从油砂中强化蒸汽提取沥青 | |
CN104559988B (zh) | 甜菜碱表面活性剂、制备方法及在强化采油中的应用 | |
US9045977B2 (en) | Method of oil extraction | |
CN106833592B (zh) | 用于提高烃回收的添加剂 | |
EP2718541B1 (en) | Additives for improving hydrocarbon recovery | |
CN109415634A (zh) | 用芳香胺从油砂中提取沥青的方法 | |
EA032749B1 (ru) | Способ извлечения нефти | |
EP2867328A1 (en) | Petroleum recovery process and system | |
US11834607B2 (en) | Additives for enhanced extraction of bitumen | |
WO2020214789A1 (en) | Methods for the recovery of heavy hydrocarbons | |
US11001747B2 (en) | Alkanolamine and glycol ether composition for enhanced extraction of bitumen | |
WO2020006412A1 (en) | Enhanced steam extraction of bitumen from oil sands | |
OA16220A (en) | Method for enhancing heavy hydrocarbon recovery. | |
CN110892039A (zh) | 用于蒸汽提取沥青的方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20140910 Termination date: 20220123 |