CN102884278A - 生产油和/或气的系统和方法 - Google Patents

生产油和/或气的系统和方法 Download PDF

Info

Publication number
CN102884278A
CN102884278A CN2011800226356A CN201180022635A CN102884278A CN 102884278 A CN102884278 A CN 102884278A CN 2011800226356 A CN2011800226356 A CN 2011800226356A CN 201180022635 A CN201180022635 A CN 201180022635A CN 102884278 A CN102884278 A CN 102884278A
Authority
CN
China
Prior art keywords
oil
water
stratum
well
gas
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.)
Pending
Application number
CN2011800226356A
Other languages
English (en)
Inventor
M·阿佩尔
S·C·B·阿伊拉拉
A·L·O·布拉克维尔
C·P·A·布洛姆
陈哲怡
R·海登
A·N·马察克斯
E·于哈拉-纳加敏
W·O·米凯尔森
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Shell Internationale Research Maatschappij BV
Original Assignee
Shell Internationale Research Maatschappij BV
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Shell Internationale Research Maatschappij BV filed Critical Shell Internationale Research Maatschappij BV
Publication of CN102884278A publication Critical patent/CN102884278A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

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
    • E21B43/20—Displacing by water
    • 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
    • E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells

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)
  • Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
  • Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)

Abstract

一种从地下地层生产油和/或气的系统，所述系统包括:高于地层的井；向地层注入强化油采收制剂的机构，其中所述强化油采收制剂包括水和添加剂；和从地层生产油和/或气的机构。

Description

生产油和/或气的系统和方法
技术领域
本发明涉及生产油和/或气的系统和方法。
背景技术
强化油采收(EOR)可在世界范围内用来增加油田的油采收。存在三种主要类型的EOR，即热、化学品/聚合物和气体注入，它们可用来增加贮层的油采收，使之超过传统方法可能达到的采油量，从而有可能延长油田寿命和提高油采收率。
热强化采收通过对贮层加热来起作用。最广泛应用的形式为蒸汽驱，其降低了油的粘度从而油可流向生产井。化学驱油通过降低截留残油的毛细管力增加油采收。聚合物驱油提高注入水的驱扫效率。可混溶物注入与化学驱油类似地起作用。通过注入与油可混溶的流体可以采收被截留的残油。
参考图1，其中描述了现有技术的系统100。系统100包括地下地层102、地下地层104、地下地层106和地下地层108。在地面提供生产设施110。井112穿过地层102和104，和终止于地层106。部分地层106在114处表示。油和气由地层106通过井112产生至生产设施110。气体和液态相互之间分离，气体贮存在气体贮存设备116中和液体贮存在液体存贮设备118中。
US 5,826,656公开了一种从水驱后的含油地下地层采收水驱残油的方法，所述地层通过至少一个井从地面穿透，所述方法包括：通过用于向含油地层下部注入油可混溶溶剂的完井向含油地下地层的含水驱残油的下部注入油可混溶溶剂；持续向含油地层下部注入油可混溶溶剂至少一周的时间；重新完井用于由含油地层上部生产大量的油可混溶溶剂和大量的水驱残油；和由含油地层上部生产大量的油可混溶溶剂和水驱残油。所述地层可能已经经历过水驱和油可混溶溶剂驱。溶剂可以通过水平井注入，和溶剂和油可以通过用于由含油地层上部产油和溶剂的多个完井采收。
PCT专利申请公开WO 2010/02693公开了一种方法，所述方法包括：由地层采收碳源；将至少部分碳源转化为合成气；将至少部分合成气转化为醚；和向地层注入至少部分所述醚。
PCT专利申请公开WO 2008/141051公开一种由地下地层生产油和/或气的系统，所述系统包括：高于地层的井；向地层注入强化油采收制剂的机构，其中所述强化油采收制剂包括二甲醚；和由地层生产油和/或气的机构。
本领域中需要强化油采收的改进系统和方法。本领域中还需要应用水驱的强化油采收的改进系统和方法。本领域中还需要用于改进水驱操作和提高采收因子的改进系统和方法。
发明内容
在一个方面，本发明提供一种从地下地层生产油和/或气的系统，所述系统包括：高于地层的井；向地层注入强化油采收制剂的机构，所述强化油采收制剂包括水和添加剂；和从地层生产油和/或气的机构。
在另一方面，本发明提供用于生产油和/或气的方法，所述方法包括：由第一井向地层中注入水和添加剂；和由第二井从地层生产油和/或气。
本发明的优点包括如下一个或多个：
用改进的水驱油强化地层烃采收的改进系统和方法。
用含油溶性或可混溶添加剂的水注入剂强化地层烃采收的改进系统和方法。
用于二次烃采收的改进组合物和/或技术。
用于强化油采收的改进系统和方法。
在水驱油中应用可混溶添加剂的强化油采收的改进系统和方法。
应用含有与油原位可混溶化合物的水强化油采收的改进系统和方法。
保持地层压力的改进系统和方法。
保持生产速率的改进系统和方法。
用于延长贮层寿命的改进系统和方法。
用于提高油采收率的改进系统和方法。
附图说明
图1描述了油和/或气的生产系统。
图2a描述了井的分布。
图2b和2c描述了在强化油采收过程中图2a的井的分布。
图3a-3c描述了油和/或气生产系统。
图4描述了油和/或气生产方法。
图5给出了合适水驱添加剂的列表。
图6给出了合适水驱添加剂的列表。
图7描述了应用水驱添加剂的增加的采收率。
图8描述了应用不同浓度的水驱添加剂的增加的采收率。
具体实施方式
附图2a、2b和2c：
下面参考附图2a，其中描述了在一些实施方案中的井阵列200。阵列200包括井组202(由横线表示)和井组204(由斜线表示)。
井组202中的每个井与井组202中的相邻井具有水平距离230。井组202中的每个井与井组202中的相邻井具有垂直距离232。
井组204中的每个井与井组204中的相邻井具有水平距离236。井组204中的每个井与井组204中的相邻井具有垂直距离238。
井组202中的每个井与井组204中的相邻井之间的距离为234。井组204中的每个井与井组202中的相邻井之间的距离为234。
在一些实施方案中，井组202中的每个井被井组204中的四个井所包围。在一些实施方案中，井组204中的每个井被井组202中的四个井所包围。
在一些实施方案中，水平距离230为约5-1000米，或约10-500米，或约20-250米，或约30-200米，或约50-150米，或约90-120米，或约100米。
在一些实施方案中，垂直距离232为约5-1000米，或约10-500米，或约20-250米，或约30-200米，或约50-150米，或约90-120米，或约100米。
在一些实施方案中，水平距离236为约5-1000米，或约10-500米，或约20-250米，或约30-200米，或约50-150米，或约90-120米，或约100米。
在一些实施方案中，垂直距离238为约5-1000米，或约10-500米，或约20-250米，或约30-200米，或约50-150米，或约90-120米，或约100米。
在一些实施方案中，距离234为约5-1000米，或约10-500米，或约20-250米，或约30-200米，或约50-150米，或约90-120米，或约100米。
在一些实施方案中，井阵列200可以具有约10-1000口井，例如在井组202中有约5-500口井，和在井组204中有约5-500口井。
在一些实施方案中，井阵列200被看作是在一块土地上间隔的垂直井的井组202和井组204的俯视图。在一些实施方案中，井阵列200被看作是地层内间隔的水平井的井组202和井组204的剖面侧视图。
下面参考附图2b，其中描述了在一些实施方案中的井阵列200。阵列200包括井组202(用横线表示)和井组204(由斜线表示)。
在一些实施方案中，向井组204中注入水驱混合物，和从井组202中采收油。如图所示，水驱混合物具有注入曲线208，而在井组202中产生油采收曲线206。
在一些实施方案中，向井组202中注入水驱混合物，和由井组204采收油。如图所示，水驱混合物具有注入曲线206，而油采收曲线208产生至井组204。
在一些实施方案中，在第一时间段内井组202可用来注入水驱混合物，和井组204可用来由地层生产油和/或气；然后在第二时间段内井组204可用来注入水驱混合物，和井组202可用来由地层生产油和/或气，而第一和第二时间段形成一个周期。
在一些实施方案中，可以实施包括在注入水驱混合物和由地层生产油和/或气之间交替井组202和204的多个周期，其中在第一时间段内一个井组用于注入而另一个井组用于生产，和然后在第二时间段内将它们切换。
在一些实施方案中，一个周期可以为约12个小时至约1年，或者为约3天至约6个月，或为约5天至约3个月。在一些实施方案中，每个周期可以增加时间，例如每个周期可以比前一个周期长约5-10%，例如长约8%。
在一些实施方案中，水驱混合物可以在周期开始时注入，和在周期结束时可以注入不可混溶的强化油采收试剂或包含不可混溶强化油采收试剂的混合物。在一些实施方案中，周期开始阶段可以为周期的初始10-80%，或周期的初始20-60%，周期的初始25-40%，而周期结束时段为周期的剩余部分。
下面参考附图2c，其中描述了在一些实施方案中的井阵列200。阵列200包括井组202(用横线表示)和井组204(用斜线表示)。
在一些实施方案中，向井组204中注入水驱混合物，和从井组202中采收油。如图所示，水驱混合物的注入曲线208与油采收曲线206具有重叠210，而油采收曲线206产生至井组202。
在一些实施方案中，向井组202中注入水驱混合物，和从井组204中采收油。如图所示，水驱混合物的注入曲线206与油采收曲线208具有重叠210，而油采收曲线208产生至井组204。
强化油采收方法
用井阵列200从地下地层采收油和/或气可以通过任何已知的方法来实现。合适的方法包括水下开采、地面开采、一次、二次或三次开采。对于用于从地下地层采收油和/或气的方法的选择并不关键。
在一些实施方案中，油和/或气可以从地层采收入井中，并通过井和流动管线流入设施中。在强化油采收的一些实施方案中，利用添加有试剂例如表面活性剂、聚合物和/或可混溶试剂如二甲醚制剂或二氧化碳的水可用于增强来自地层的油和/或气的流动。
释放至少一部分水驱混合物和/或其它液体和/或气体可以通过任何已知的方法来实现。一种合适的方法为向单个井的单个管道中注入水驱混合物，允许水驱混合物进行浸泡，和然后与所述气体和/或液体一起泵送出至少一部分水驱混合物。另一种合适的方法为向第一井中注入水驱混合物，和通过第二井与所述气体和/或液体一起泵送出至少一部分水驱混合物。对于用来注入至少一部分水驱混合物和/或其它液体和/或气体的方法的选择并不关键。
在一些实施方案中，可以在高达地层压裂压力的压力下将水驱混合物和/或其它液体和/或气体泵送入地层。
在一些实施方案中，水驱混合物可以与地层中的油和/或气混合以形成可由井采收的混合物。在一些实施方案中，可以将一定量的水驱混合物注入井中，随后注入另一组分以驱使所述制剂穿过地层。例如，空气、为液态或气态形式的水、二氧化碳、其它气体、其它液体和/或它们的混合物可用来驱使水驱混合物穿过地层。
在一些实施方案中，在将其向地层注入之前可以将水驱混合物加热以降低地层中流体例如重油、链烷烃、沥青质等的粘度。
在一些实施方案中，可以应用加热的流体或加热器将水驱混合物在地层内时加热和/或使之沸腾，以降低地层中流体的粘度。在一些实施方案中，可以应用加热的水和/或蒸汽加热和/或汽化地层中的水驱混合物。
在一些实施方案中，可以应用加热器将水驱混合物在地层内时加热和/或使之沸腾。在代理人案号为TH2557、在2003年10月24日申请的序列号为10/693,816的共同待审美国专利申请中公开了一种合适的加热器。序列号为10/693,816的美国专利申请在此全文引入作为参考。
图3a和3b:
下面参考图3a和3b,其中描述了在本发明的一些实施方案中的系统300。系统300包括地下地层302、地下地层304、地下地层306和地下地层308。在地面提供生产设施310。井312穿过地层302和304，并且在地层306处有开孔。地层306的部分314可以任选压裂和/或开孔。在初次开采期间，油和气由地层306产出进入部分314、进入井312和上行进入生产设施310。然后生产设施310分离气体和液体，其中将气体送至气体处理设备316，和将液体送至液体贮存设备318中。生产设施310还包括水驱混合物贮存设备330。如图3a所示，水驱混合物可以按向下箭头所示向下泵送至井312和泵送入地层306。可以将水驱混合物在地层中放置浸泡约1小时至15天的时间段，例如从约5小时至约50小时。
如图3b所示，经过浸泡时段后，水驱混合物及油和/或气然后返回井312至设施310。设施310适合于分离和/或循环水驱混合物，例如通过重力分离、离心分离、化学吸附、和/或使制剂沸腾、使其冷凝或过滤或使其反应，然后贮存或运输想要的液体和气体，和重新注入和/或处置不想要的液体和气体，例如通过重复图3a和3b所示的浸泡循环约2-5次而进行。
在一些实施方案中，可以在低于地层压裂压力例如为压裂压力的约40-90%下将水驱混合物泵送入地层306。
在一些实施方案中，如图3a所示，向地层306注入的井312可以为井组202中井的代表，和如图3b所示，从地层306生产的井312可以为井组204中井的代表。
在一些实施方案中，如图3a所示，向地层306注入的井312可以为井组204中井的代表，和如图3b所示，从地层306生产的井312可以为井组202中井的代表。
图3c：
下面参考附图3c,其中描述了在本发明的一些实施方案中的系统400。系统400包括地下地层402、地层404、地层406和地层408。在地面上提供生产设施410。井412穿过地层402和404，并且在地层406处有开孔。部分地层414可以任选压裂和/或开孔。当油和气由地层406产出时，它们进入部分414并沿井412上行进入生产设施410。可以将气体和液体分离，和可以将气体送至气体贮存设备416中，和将液体送至液体贮存设备418中。生产设施410能够生产和分离水驱混合物，水驱混合物可以在生产/贮存设备430中产生和贮存。水驱混合物向下泵入井432，至地层406的部分434。水驱混合物穿过地层406以辅助生产油和气，然后水驱混合物、油和/或气可以全部产出至井412，到达生产设施410。然后水驱混合物可以循环，例如通过将水驱混合物与产品物流的剩余部分分离，然后将所述制剂重新注入井432中。
在一些实施方案中，一定量的水驱混合物或与其它组分混合的水驱混合物可以注入到井432中，接着注入另一种组分以驱使水驱混合物或与其它组分混合的水驱混合物穿过地层406，例如液体如气态或液态的水；与一种或多种盐、聚合物、碱和/或表面活性剂混合的水；或气体如空气；二氧化碳；其它气体；其它液体；和/或它们的混合物。
在一些实施方案中，生产油和/或气的井412为井组202中井的代表，和用于注入水驱混合物的井432是井组204中井的代表。
在一些实施方案中，生产油和/或气的井412是井组204中井的代表，和用于注入水驱混合物的井432是井组202中井的代表。
图4：
下面参考图4，其中描述了在本发明的一些实施方案中的方法500。方法500包括按图中棋盘状图案所示注入水驱混合物；按图中斜纹图案所示注入不可混溶强化油采收制剂；和括图中空白图案所示从地层生产油和/或气。
井组202的注入和生产计时由上部的时间线表示，而井组204的注入和生产计时由下部的时间线表示。
在一些实施方案中，在时间点520处，向井组202注入水驱混合物持续时长502，而由井组204生产油和/或气持续时长503。然后，向井组204注入水驱混合物持续时长505，而由井组202生产油和/或气持续时长504。这种针对井组202和204的注入/生产循环可以持续多个周期，例如约5-25个周期。
在一些实施方案中，由于在时段520期间已经产生了油和/或气，在时间点530处在地层中可能存在有空穴。在时段530期间，只有空穴的前沿可能被水驱混合物填充，所述水驱混合物然后被不可混溶的强化油采收制剂推动穿过地层。可以向井组202中注入水驱混合物持续时长506，然后可以向井组202中注入不可混溶的强化油采收制剂持续时长508，而可以由井组204生产油和/或气持续时长507。然后，可以向井组204中注入水驱混合物持续时长509，然后可以向井组204中注入不可混溶的强化油采收制剂持续时长511，而可以由井组202生产油和/或气持续时长510。这种针对井组202和204的注入/生产循环可以持续多个周期，例如约5-25个周期。
在一些实施方案中，在时间点540处，井组202和井组204之间可能存在明显的水力学连通。可以向井组202中注入水驱混合物持续时长512，然后可以向井组202中注入不可混溶的强化油采收制剂持续时长514，而可以由井组204生产油和/或气持续时长515。向井组202中循环注入可混溶的和不可混溶的强化油采收制剂同时由井组204生产油和/或气可以按需持续，例如只要由井组204可产生油和/或气即可。
在一些实施方案中,所产生的油和/或气可以输送至炼厂和/或处理设备中。可以处理油和/或气以生产工业产品如运输燃料如汽油和柴油、加热用油、润滑剂、化学品和/或聚合物。处理可以包括精馏和/或分馏所述油和/或气以产生一个或多个馏分油馏分。在一些实施方案中，油和/或气和/或一个或多个馏分油馏分可以经历如下一种或多种方法：催化裂化、加氢裂化、加氢处理、焦化、热裂化、蒸馏、重整、聚合、异构化、烷基化、共混和脱蜡。
水驱混合物
在一些实施方案中，可以用水驱混合物由地层采收油和/或气。
在一些实施方案中，所述水驱混合物可以包含约50-99%的水，例如约60-98%、约70-97%、约80-96%、或约90-95%。
对用于水驱混合物中的水的选择并不关键。在所述混合物中应用的合适水可以为盐水或淡水，例如来自水体如海洋、大洋、湖泊或江河的水、来自水井的水、由地下地层产生的原生水、市政水源来的处理水、市政污水处理厂来的灰水、或其它水源。在一些实施方案中，在水驱混合物中应用的水可以经历一个或多个处理步骤，如在美国专利申请公开US 2009/0308609中公开的那些，该专利申请在此全文引入作为参考，例如当应用具有高盐含量的水时。
所述水驱混合物可以包含一种或多种添加剂来增强其效果，例如通过提高油采收率、通过使油溶胀、通过降低油的粘度、通过增加油的流动性和/或通过增加地层中的地下压力进行。
在一些实施方案中，所述水驱混合物可以包含约1-50%的添加剂，例如约2-40%、约3-30%、约4-20%、或约5-10%。
与水驱混合物一起应用的合适添加剂包括在水中摩尔溶解度至少约1%、例如至少约2%或至少约3%的化学品，上限至与水完全混溶，和其正辛醇-水分配系数为至少约1，例如大于约1.3、大于约2、或大于约3。
在一些实施方案中，合适的水驱混合物添加剂在附表1中列出。
在一些实施方案中，合适的水驱混合物添加剂包括醇、胺、吡啶、醚、羧酸、醛、酮、磷酸盐、醌和它们的混合物，其中所述化学品在水中的摩尔溶解度为至少约1%和其正辛醇-水分配系数为至少约1。
在一些实施方案中，合适的水驱混合物添加剂包括醚如二甲醚、二乙醚、和甲-乙醚。
有许多化学品在水中具有高的溶解度，实际上其与水完全混溶，但由于它们具有非常低的分配系数而不适合于用作水驱混合物添加剂。操作中，这些化学品非常容易与水混合并注入地下地层，但可忽略量的化学品可能然后被转移至原油中。实际上，与水驱本身相比，具有高溶解度和低分配系数的这些化学品中的一种很难提高采收率。
在水中具有高溶解度和低分配系数的化学品的一些例子包括胺、乙二醇、和醇，例如四亚乙基五胺、三亚乙基四胺、山梨糖醇、二亚乙基三胺、乙二胺、四甘醇、三甘醇、甘油、甲酰胺、二甘醇、二乙醇胺、乙二醇、单乙醇胺、丙酮酸。
也有许多化学品具有高的分配系数，但由于它们在水中具有非常低的溶解度而不适合于用作水驱混合物添加剂。操作中，只有非常少量的这些化学品可以与水混合并注入到地下地层中，从而只有可忽略量的化学品被转移至原油中。为了实现向原油转移大量的所述化学品，必须注入巨大体积的水。实际上，与水驱本身相比，具有低溶解度和高分配系数的这些化学品中的一种很难提高采收率。
在水中具有低溶解度和高分配系数的化学品的一些例子包括链烷烃、链烯烃和芳烃，例如正-十六碳烷、正-十五碳烷、正-十七碳烷、正-二十碳烷、正-十九碳烷、正-十八碳烷、正-十三碳烷、正-十四碳烷、六氯苯、1-十六碳稀、正-十二碳烷、1-十五碳烯、1-十四碳烯、1-十七烷醇
不可混溶强化油采收试剂:
在一些实施方案中，合适的不可混溶强化油采收试剂包括液体或气体，如气态或液态的水、空气、氮气、前述两种或多种的混合物、或现有技术中已知的其它不可混溶强化油采收试剂。在一些实施方案中，合适的不可混溶强化油采收试剂与地层中的油不是初次接触混溶或多次接触混溶的。
在一些实施方案中，合适的不可混溶强化油采收试剂包括水。对用作不可混溶试剂的水的选择并不关键。所应用的合适水可以为盐水或淡水，例如来自水体如海洋、大洋、湖泊或江河的水、来自水井的水、由地下地层产生的原生水、市政水源来的处理水、市政污水处理厂来的灰水、或其它水源。在一些实施方案中，用作不可混溶试剂的水可以经历一个或多个处理步骤，如在美国专利申请公开US2009/0308609中公开的那些，该专利申请在此全文引入作为参考，例如当应用具有高盐含量的水时。
在一些实施方案中，注入到地层的不可混溶试剂和/或水驱混合物可以从采出的油和/或气中回收，并且重新注入到地层中。
在一个实施方案中，在停止注入水驱混合物之后，地层中存在有一定量的油已经吸收了一些水驱混合物添加剂。这些油是固定的且不能被采收。为了回收水驱混合物添加剂，向地层中注入一定量不含任何添加剂的水并暴露于油，这些水将吸收添加剂，和然后所述水添加剂混合物将被产出至地面。
在一些实施方案中，在注入任何强化油采收试剂之前在地层中存在的油的粘度为至少约0.01厘泊，或至少约0.1厘泊，或至少约0.5厘泊，或至少约1厘泊，或至少约2厘泊，或至少约5厘泊。在一些实施方案中，在注入任何强化油采收试剂之前在地层中存在的油的粘度为至多约500厘泊，或至多约100厘泊，或至多约50厘泊，或至多约25厘泊。
地面处理：
在一些实施方案中，可以用水驱混合物由地层采收油和/或气。为了分离所生产的流体，例如可以应用本领域已知的重力和/或离心分离器将液体与气体分离。然后可以分离所述液体，其中可以应用本领域已知的重力和/或离心分离器将水与油分离。所述气体、油和水可能仍含有一些水驱混合物添加剂。使所得的油经历蒸馏方法以闪蒸水驱混合物添加剂和轻烃。这种水驱混合物添加剂和轻烃的混合物可以被加入到气相中。然后将所述气相暴露于水，所述水会优选提取出水驱混合物添加剂而将轻烃留下。在该方法的最后，大部分水驱混合物添加剂已从油和气中脱除，从而可以将油和气输出，而与水驱混合物添加剂混合的水则准备循环至相同的油气田，或者贮存和用于另一个油气田。
示例性实施方案：
在本发明的一个实施方案中，公开了一种从地下地层生产油和/或气的系统，所述系统包括：高于地层的井；向地层注入强化油采收制剂的机构，其中所述强化油采收制剂包括水和添加剂；和从地层生产油和/或气的机构。在一些实施方案中，所述系统还包括与第一井具有一定距离的第二井，其中所述从地层生产油和/或气的机构位于第二井处。在一些实施方案中，所述注入机构位于所述井处，和其中所述从地层生产油和/或气的机构位于所述井处。在一些实施方案中，所述地下地层位于水体下方。在一些实施方案中，所述系统还包括在已经将水和添加剂释放入地层后向所述地层注入不可混溶强化油采收制剂的机构。在一些实施方案中，所述添加剂包括在水中的溶解度为至少1%(常压条件下)和正辛醇-水的分配系数为至少1(常压条件下)的化学品。在一些实施方案中，所述系统还包括选自如下的不可混溶强化油采收制剂：气态或液态形式的水和它们的混合物。在一些实施方案中，所述井包括5-500口井的井阵列。在一些实施方案中，从地层生产油和/或气的机构位于所述井处。在一些实施方案中，所述添加剂包括在50bar的压力和25℃的温度下在水中的溶解度为至少2%的化学品。在一些实施方案中，所述添加剂包括在50bar的压力和25℃的温度下原油-水分配系数为至少2的化学品。
在本发明的一个实施方案中，公开了一种生产油和/或气的方法，所述方法包括：由第一井向地层中注入水和添加剂；和由第二井从地层生产油和/或气。在一些实施方案中，水和添加剂的混合物包含约50-99mol%的水。在一些实施方案中，所述水和添加剂的注入压力比注入开始之前测量的初始贮层压力高0-37,000kPa。在一些实施方案中，所述方法还包括将至少一部分所采收的油和/或气转化为选自如下的材料：运输燃料如汽油和柴油、加热用油、润滑剂、化学品和/或聚合物。在一些实施方案中，所述地下地层包含API为10-100的油。在一些实施方案中，所述水还包括适用于增加混合物粘度的水溶性聚合物。在一些实施方案中，所述方法还包括用添加剂降低地层中油的泡点。在一些实施方案中，所述方法还包括用添加剂增加地层中油的膨胀系数。在一些实施方案中，所述方法还包括用添加剂降低地层中油的粘度。在一些实施方案中，所述水和添加剂注入贮层时的贮层温度在开始注入前测量为至少100℃，例如至少250℃。在一些实施方案中，所述地下地层包括0.0001-15达西的渗透率，例如0.001-1达西的渗透率。
本领域熟练技术人员将会理解，在不偏离其实质和范围的情况下，对于所公开的本发明的实施方案、构造、材料和方法可能有多种改进和变化。因此，下文所附权利要求的范围及其功能等效物不应受这里所公开和描述的特定实施方案限制，因为它们在本质上只是示例性的。
实施例：
实施例1:(报告090130)
通过三组岩芯驱替试验验证该装置的全部功能，所述三组岩芯驱替试验在175℉和5600psi下用原油样品A活原油饱和的贝雷岩芯进行。第一个岩芯驱替中，通过水驱达到43.8%的油采收率，和随后通过3.8孔体积的9.35mol%的DME/水混合物驱达到49.1%的增加的油采收率。在第二和第三岩芯驱替中，初步研究了DME在水中的浓度对最终油采收率的影响。
专门设计直径为1-1.5英寸、长度为24英寸的岩芯来减小终端效应，可以在最高操作压力为7500psi和最高操作温度为300℉下水平和垂直应用所述岩芯驱替系统。该装置的全部功能通过三组岩芯驱替试验进行验证：
#1.水驱之后接着三次9.35mol%的DME/水驱
#2.2mol%的二次DME/水驱
#3.5mol%的二次DME/水驱
这些岩芯驱替在贮层条件(5600psi，175℉)下用原油样品A活原油饱和的贝雷岩芯垂直进行。
原油样品A活原油的制备
原油样品A活原油按如下制备：首先将其过滤，和然后与天然气重组以达到理想的1435.6scf/STB(在60℉下)的GOR和5157psi的泡点压力。在输送过程中，运输容器中的活原油样品很有可能发生相分离。因此，所接收的活原油输送钢瓶被固定在振荡器上并在175℉、5600psi下连续振动48小时，以确保活原料样品均匀。一旦完成，将所述输送钢瓶安装在岩芯驱替系统中。
DME/水混合物的制备
所实施的实验研究表明DME在水中的溶解度在100:11C(212:20℉)和5600psi[6]下为约18mol%。这一结果表明我们可以在第一次试验中设定目标为盐水中10mol%的DME。
应用30950ppm纳米过滤的盐水来制备DME/水混合物。为了制备10mol%的DME/水混合物，在室温下在1000psi下使142cc的盐水与57.5cc的DME混合。因此，实际上在运输容器中制备了9.35mol%的DME/水混合物，和将所述混合物一直保持在5600psi下以防止相分离。在第二和第三岩芯驱替中，为了研究水中DME浓度对最终油采收率的影响，应用相同方法通过混合9.7cc的DME与120cc的盐水制备2mol%的DME/水混合物和通过混合25cc的DME与120cc的盐水合成5mol%的DME/水混合物。
岩芯驱替设备
建立完整的岩芯驱替系统，以研究在真实贮层条件下增加的油采收率。所述系统的主要组件列于如下：
1.一个岩芯驱替单元。所述单元用绝缘陶瓷纤维包裹，和可以在顶部、中部和底部区域利用硅胶加热器加热。上覆流体为水。该单元可以旋转，从而可以实施垂直和水平驱油。
2.三个Isco Series D泵。这些Isco泵具有100cc的容量和10,000psi的压力上限，它们分别用来控制侧限应力、注入压力和保持背压。
3.三个运输容器。所述运输容器的入口用待注入岩芯的流体填充。这里，在我们的工况中，所述注入剂可以是以下任何一种：活原油、盐水或DME/盐水混合物。所述岩芯驱替单元的出口与Temco10,000psi背压调节阀(BPR)相连，和用装有氩气的运输容器来维持背压。
4.流出物收集设备。安装受控步进阀设备(VICI EMHMA-CE)以在试管中收集流出物。在每注入0.1孔体积的盐水或DME/盐水混合物后，出口自动切换至不同的试管。所产生的气体从流体中释放出来，并在气体样品袋中收集。在一个周期中可以收集总共20个流体样品和20个气体样品。
5.计算机控制的数据获取系统。该系统用来监测和控制实验，并记录包括压力、体积和温度等的数据文件。
岩芯驱替过程
这里，我们选择了原油样品A原油饱和的贝雷砂岩岩芯(孔隙率18%、渗透率100mD)进行岩芯驱替试验以证明所述概念。正如所提到的，在该研究中垂直实施三次岩芯驱替(#1-3)。这些岩芯驱替为:
#1.水驱之后接着三次9.35mol%的DME/水驱
#2.2mol%的二次DME/水驱
#3.5mol%的二次DME/水驱
在岩芯实验中遵循的顺序如下所述：
1.将直径为1英寸和长度为24英寸的贝雷岩芯通过如下操作进行清洗：用氯仿冲洗以脱除任何烃，随后用甲醇冲洗以脱除存在的任何盐。然后通过在100℃下在烘箱中干燥所述岩芯24小时脱除岩芯段中的溶剂。测量干燥的初始岩芯的质量。
2.然后应用Teflon热缩管为岩芯加上套管，并装载入去饱和单元进行盐水饱和以确定孔体积(PV)。去饱和单元的温度首先设定为75℉，和施加1150psi的上覆压力。然后，将岩芯抽真空，再用合成的原油样品A地层盐水(116,382ppm)饱和。在实验室条件下，只选择二价和一价盐来制备合成盐水。所述盐由Sigma-Aldrich Co.购买。在使用前，所述盐水用0.2m的PTFE过滤器过滤和脱气。在盐水饱和过程中精确测量孔体积。
3.随后，应用15bar的陶瓷膜用原油样品A脱气原油驱替所述岩芯段中的盐水，以达到最初的油饱和条件。该步骤在最大流率1cc/小时下实施，其中对于实验#1和#3来说施加175psi的注入压力和对实验#2来说施用150psi的注入压力。对所有三个实验均施加25psi的背压。注入速率的选择基于总孔体积进行，并保持低至允许在合理的时间限制下完成流动试验。实施所述过程直到烃孔体积不再有明显增加。在过程中可以测量精确的烃孔体积和最小水饱和度。排液之后，温度升高至175℉。使脱气原油饱和的岩芯老化4周以达到恢复状态。
4.随后，将脱气油饱和的岩芯转移到岩芯驱替单元。在转移前，依次用Teflon胶带和铝箔进一步包裹脱气原油饱和的岩芯。端件活塞设计为带有O形凹槽。然后，用厚的热缩式的Teflon管包裹两个活塞和铝箔包裹的岩芯。由热缩管为O形环施加的力为端件周围提供密封。
5.然后，以1cc/hr的流量用2孔体积的合成原油样品A活原油驱替在岩芯段中的脱气原油。在该过程中，岩芯驱替单元和活原油钢瓶的温度设定为175℉，限制压力设定为6600psi，孔压力设定为5600psi，从而给出1000psi的有效应力。所述流出物通过BPR和多位置调节器控制设备，和最终在试管中收集。
6.活原油驱替后，将入口连接至用岩芯驱替注入剂(水或DME/水混合物)填充的运输容器上。在1cc/hr的流量下实施岩芯驱油。在试管中收集所产出的流体。在环境条件下大部分气体由所产生的流体中释放出来，然后在样品袋中收集用于组成分析以理解所述采收过程。如上面所提到的，在一个周期中总共收集20个液体样品和20个气体样品。
7.岩芯驱替完成后，将孔压力降至环境条件，而后向下吹出部分残油并进行收集。然后在100℃在烘箱中焙干岩芯段24小时以获得残油。将残油体积加上向下吹出的油体积，得到最小油体积。
最终采收率
整个试验由计算机控制和监测。每一分钟记录一次压力、体积、流量和温度。实验完成后计算质量平衡。正如上文所述，岩芯段中的大部分残油均被吹出。然后将岩芯段转移至烘箱中，并在100℃下干燥24小时以测量残油。表中进行了概述，在岩芯驱替的最后，当对每一步进行油质量平衡后，质量平衡接近100%。在实验#1中，通过水驱和随后9.35mol%的DME/水驱，达到总的约92.9%的油采收率。
在9.35mol%的三次DME/水岩芯驱替后，由岩芯段中几乎观察不到残油。在实验#2和#3中，分别达到52.5%和71.5%的最终油采收率。
由于在试管中收集流出物，而气体样品与液相相分离并在气体样品袋中收集，因此每一步的采收率作为注入烃孔体积的函数进行计算。图线作为实验#1的注入烃孔体积的函数给出了采收率曲线、采出气体中产生的GOR和DME浓度。水驱达到约43.8%的油采收率(二次采收)，和在注入约0.46烃孔体积的盐水后，观察到水的穿透。在注入1.1烃孔体积之后，入口切换至9.35mol%DME/水混合物钢瓶处，和用5烃孔体积的注入(三次采收)9.35mol%的DME/水驱最终达到49.1%的增加的油采收率。在三次驱油期间，选择经过1.50、2.31、2.85、4.21、5.31和5.90的烃孔体积注入后所收集的气体进行气相色谱(GC)分析。GC分析表明DME/水注入越多，产出气中DME的浓度越高，这与所产生的GOR数据一致。
岩芯驱替试验概述
  参数   岩芯驱替#1   岩芯驱替#2   岩芯驱替#3
  孔体积(cc)   51.35   51.37   53.04
  烃孔体积(cc)   38.69   33.27   38.62
  地层体积因子(FVF)   1.56   1.44   1.50
  初始油饱和(%)   75.35   64.8   72.8
  最小水饱和(%)   24.65   35.2   27.2
  吹出的脱气油体积(cc)   0.75   6.7   5
  剩余的脱气油体积(cc)   1.23   4.12   2.55
  生产的脱气油体积(cc)   23.04   12.14   18.4
  最终的油采收率   92.9%   52.5%   71.5%
附图7给出了9.35mol%DME/水驱的结果，其中水驱采收率的平台在约45%附近，然后应用9.35mol%的DME/水驱混合物达到更高的采收率。
另外，实施实验#2和#3以研究水中DME浓度对最终采收率的影响。图中作为注入烃孔体积的函数给出了采收率曲线。很明显，即使在穿透后DME/水驱仍保持生产原油。基本上，注入的DME/水混合物越多和水中DME浓度越高，最终油采收率也越高。最后，2.91烃孔体积的2mol%DME/水注入达到52.5%的最终油采收率。2.5烃孔积的5mol%DME/水注入达到71.5%的最终油采收率。
附图8给出了与5mol%DME/水驱的结果相比的2mol%DME/水驱的结果。
实施例2:(报告020810)
应用原油样品C原油(粘度为65cp)在恢复的贝雷砂岩芯上实施两个长芯驱油实验。两个实验均以三次模式应用DME强化水驱。在注入物流中DME的浓度为9.35mol%。实验#1在初始水驱后连续注入7PV的DME/水混合物，在富含DME的水驱后，切换回纯水驱。在整个过程中，达到92%的油采收率。作为对比，在实验#2中在常规水驱后只注入1PV的DME/水混合物。在DME/水段注入过程中达到28%增加的采收率。
 原油样品A  原油样品B  原油样品C
  泡点[psi]  5188  3538  1071
  分子量[kg/kmol)  97.2  145.54  287.58
  ρ(kg/m3)  731.1  840.4  865
  泡点处的μ[cP]  0.543  5.744  65
  贮层温度[℉]  175  135  115
  贮层压力[psi]  5500  3500  1350
  气油比[cc/cc]  251.33  91.84  23
应用原油样品C原油和合成盐水在100mD恢复的贝雷砂岩芯上实施两个岩芯驱油。它们是:
#1水驱后接着7PV的9.35mol%DME/水驱再接着水驱；
#2水驱后接着1PV的9.35mol%DME/水驱再接着水驱。
对于两个实验，初始的水驱通常均可以产生45%的OOIP。
对于实验#1，水驱后，持续注入DME/水混合物，直到采收曲线变平。在这期间已达到45%的增加的油采收率。DME/水驱后的进一步水驱会非常缓慢地驱出少量油(2%)，这对最终油采收率没太大影响。
对于实验#2，在常规水驱后只注入1PV的DME/水混合物。在DME/水段注入和随后的纯水驱油过程中达到28%的增加的采收率。其中11%在切换回纯水驱后产生，纯水驱用于推动DME段通过岩芯。
另外，实验和模拟之间的比较表明已经理解了采收方法的主要方面和可以合适地进行模拟。
制备原油样品C活原油。首先将原油样品C脱气原油过滤，然后与天然气重组以达到理想的140.65scf/STB(在60℉)的GOR。合成的活原油的饱和压力为1071psia。因为在运输过程中活原油样品可能会发生相分离，因此在将其转移至岩芯驱替装置的活原油钢瓶之前，进行如上所述的相同重组程序来确保活原油样品均匀。重组的原油样品C活原油的PVT研究表明其在饱和压力下的粘度为65cp。
恢复态岩芯的制备
应用15bar的多孔板制备恢复态的贝雷砂岩岩芯(1"直径、24"长)。首先在1000psi的侧限应力下用116381ppm的合成盐水使岩芯饱和。随后，在150psi的毛细管压力下用原油样品C脱气原油驱替盐水至最小水饱和。然后，在应力状态下在115℉下使岩芯老化28天以达到恢复状态。
DME/水混合物的制备
应用30950ppm钠米过滤的盐水制备DME/水混合物。为了制备9.35mol%的DME/水混合物，在运输容器中在1350psi和室温下使141.1cc的盐水与58.9cc的DME混合。
在前面的报告中也已经详细地描述了岩芯驱替装置，设计所述系统使其最高操作压力为7500psi和最高操作温度为300℉。在该研究中，孔压力设定为1350psi(贮层压力，高于泡点)和有效侧限应力设定为1000psi。岩芯支座和活原油钢瓶的温度均保持在115℉(贮层温度)。
一旦装进岩芯支座，在贮层条件下以0.018cc/min的流量用原油样品C活原油驱替岩芯段中的脱气原油。在该过程中，通过Temco背压调节器在量筒中收集流出物。
岩芯入口和出口间的压力差连续累积直到穿透，系统在约1PV活原油注入后达到平衡。在50小时注入后P略微升高，这可能由温度波动引起。
整个试验由计算机控制和监测。每一分钟记录一次压力、体积、流量和温度。实验完成后计算质量平衡。前面原油样品A活原油的结果表明岩芯段中的大部分残油可以被吹出。而原油样品C活原油的地层因子(1.08)比原油样品A活原油的地层因子(1.66)要小很多。因此，在这两个实验过程中没有观察到吹出油。然后将岩芯段输送至烘箱中，并在100℃下干燥以测量残油。
岩芯驱替实验概述
  参数   岩芯驱替#1   岩芯驱替#2
  孔体积(cc)   53.04   51.35
  烃孔体积(cc)   41.57   38.18
  地层体积因子(FVF)   1.06   1.06
  初始油饱和(%)   78.37   74.35
  最小水饱和(%)   21.63   25.65
  吹出的脱气油体积(cc)   0   0
  剩余的脱气油体积(cc)   4.64   10.90
  生产的脱气油体积(cc)   36.35   25.99
  最终的油采收率   92%   73%
质量平衡应该接近于100%。实际上最终质量平衡接近但稍高于100%，这是因为对每一步的油实施质量平衡，特别是对实验#1来说。预期一些流出物中明显的乳化是产生这种稍微过量估计的根本原因。
在实验#1中，通过初始的水驱达到45%的油采收率，随后9.35mol%的DME/水驱可以给出另外45%的增加的油采收率。随后的水驱非常缓慢地驱出一些附加的油(2%)，这对最终油采收率没有太大影响。
在实验#2中，初始水驱同样达到45%的油采收率。为了研究岩段尺寸的敏感度，随后只注入1PV的9.35%的DME/水混合物，在DME/水段注入和随后的纯水驱过程中达到28%的增加的油采收率。其中11%在切换回纯水驱后产生，纯水驱用于推动DME段通过岩芯。
连续注入实验#1
由于在试管中收集流出物，而气体样品与液相相分离并在气体样品袋中收集，因此每一步的采收率作为注入烃孔体积的函数进行计算。
在开始时，可以观察常规水驱的特征行为。在水穿透后初始油采出跟着一些后排放。水驱达到约45%的油采收率(二次采收)，和在注入约0.4烃孔体积的盐水后观察到水穿透。对于相当粘的油象原油样品C，在后排放期间在水穿透后产出大量的油并不令人惊讶。
在注入4.2烃孔体积之后，入口切换至9.35mol%DME/水混合物钢瓶，和在9烃孔体积的注入(三次采收)后该步骤最终达到45%的增加的油采收率。
在三次驱油期间，选择经过4.74、6.33、5.91、7.60、8.39和10.71的烃孔体积注入后所收集的气体进行气相色谱(GC)分析。GC分析表明DME/水注入越多，产出气体中DME的浓度越高，这与所产生的GIWR数据趋势一致。
在切换回纯水驱后，GIWR非常迅速地下降，和进一步的水驱对于提高油采收率没有太大影响。
段塞注入实验#2
段塞注入方法将限制所应用的DME总量。段塞注入实验在切换回纯水驱前表现与实验#1类似。初始水驱同样达到45%的油采收率。三次段塞注入(1PV)和随后的纯水驱给出28%的增加的油采收率。11%在切换回纯水驱后产生，纯水驱用于推动DME段通过岩芯。
在约0.4PV的DME/水混合物注入后，重新开始油采收。这也与实验#1中观察到的一致。这里的关键发现是进一步的水驱还可以采收附加的11%OOIP。
在较陡的初始压降后，曲线随流量接近稳态而趋于水平。引发初始压降的事实在于粘滞压降明显低于移动原油样品C油通过岩芯所需要的初始粘滞压降。后排放过程中的压降由粘滞压力和毛细管压力两者共同控制。即使对于象原油样品C的粘性油，所述毛细管力也不是明显高于轻油，因此不能将它们完全忽略。当切换至9.35mol%的DME/水驱后，当DME开始由水相扩散至油相时，P累积增加，在这一过程中这些残油溶胀，和油饱和度增加。这降低了水的流动性和增加了油的流动性。

Claims (22)

1.一种从地下地层生产油和/或气的系统，所述系统包括:
高于地层的井；
向地层注入强化油采收制剂的机构，其中所述强化油采收制剂包括水和添加剂；和
从地层生产油和/或气的机构。
2.权利要求1的系统，还包括与第一井具有一定距离的第二井，其中所述从地层生产油和/或气的机构位于第二井处。
3.权利要求1的系统，其中所述注入机构位于所述井处，和其中所述从地层生产油和/或气的机构位于所述井处。
4.权利要求1-3一项或多项的系统，其中所述地下地层位于水体下方。
5.权利要求1-4一项或多项的系统，还包括在已经将水和添加剂释放入地层后向所述地层注入不可混溶强化油采收制剂的机构。
6.权利要求1-5一项或多项的系统，其中所述添加剂包括在水中的溶解度为至少1%(常压条件下)和正辛醇-水的分配系数为至少1(常压条件下)的化学品。
7.权利要求1-6一项或多项的系统，还包括选自如下的不可混溶强化油采收制剂：气态或液态形式的水和它们的混合物。
8.权利要求1-7一项或多项的系统，其中所述井包括5-500口井的井阵列。
9.权利要求1-8一项或多项的系统，其中从地层生产油和/或气的机构位于所述井处。
10.权利要求1-9一项或多项的系统，其中所述添加剂包括在50bar的压力和25℃的温度下在水中的溶解度为至少2%的化学品。
11.权利要求1-10一项或多项的系统，其中所述添加剂包括在50bar的压力和25℃的温度下原油-水分配系数为至少2的化学品。
12.一种生产油和/或气的方法，所述方法包括:
由第一井向地层中注入水和添加剂；和
由第二井从地层生产油和/或气。
13.权利要求12的方法，其中水和添加剂的混合物包含约50-99mol%的水。
14.权利要求12-13一项或多项的方法，其中所述水和添加剂的注入压力比注入开始之前测量的初始贮层压力高0-37,000kPa。
15.权利要求12-14一项或多项的方法，还包括将至少一部分所采收的油和/或气转化为选自如下的材料：运输燃料如汽油和柴油、加热用油、润滑剂、化学品和/或聚合物。
16.权利要求12-15一项或多项的方法，其中所述地下地层包含API为10-100的油。
17.权利要求12-16一项或多项的方法，其中所述水还包括适用于增加混合物粘度的水溶性聚合物。
18.权利要求12-17一项或多项的方法，还包括用添加剂降低地层中油的泡点。
19.权利要求12-18一项或多项的方法，还包括用添加剂增加地层中油的膨胀系数。
20.权利要求12-19一项或多项的方法，还包括用添加剂降低地层中油的粘度。
21.权利要求12-20一项或多项的方法，其中所述水和添加剂注入贮层时的贮层温度在注入开始前测量为至少100℃，例如至少250℃。
22.权利要求12-21一项或多项的方法，其中所述地下地层包括0.0001-15达西的渗透性，例如0.001-1达西的渗透性。
CN2011800226356A 2010-05-06 2011-05-04 生产油和/或气的系统和方法 Pending CN102884278A (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US33208510P 2010-05-06 2010-05-06
US61/332,085 2010-05-06
PCT/US2011/035122 WO2011140180A1 (en) 2010-05-06 2011-05-04 Systems and methods for producing oil and/or gas

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN102884278A true CN102884278A (zh) 2013-01-16

Family

ID=44454101

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2011800226356A Pending CN102884278A (zh) 2010-05-06 2011-05-04 生产油和/或气的系统和方法

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20130048279A1 (zh)
EP (1) EP2567065A1 (zh)
CN (1) CN102884278A (zh)
CA (1) CA2796663C (zh)
WO (1) WO2011140180A1 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105814274A (zh) * 2013-12-16 2016-07-27 陶氏环球技术有限责任公司 油回收生产流体中化学添加剂的痕量的分析方法

Families Citing this family (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9234417B2 (en) 2011-03-18 2016-01-12 Shell Oil Company Systems and methods for separating oil and/or gas mixtures
US20130110474A1 (en) 2011-10-26 2013-05-02 Nansen G. Saleri Determining and considering a premium related to petroleum reserves and production characteristics when valuing petroleum production capital projects
US10508520B2 (en) 2011-10-26 2019-12-17 QRI Group, LLC Systems and methods for increasing recovery efficiency of petroleum reservoirs
US9767421B2 (en) 2011-10-26 2017-09-19 QRI Group, LLC Determining and considering petroleum reservoir reserves and production characteristics when valuing petroleum production capital projects
US9946986B1 (en) 2011-10-26 2018-04-17 QRI Group, LLC Petroleum reservoir operation using geotechnical analysis
US9710766B2 (en) * 2011-10-26 2017-07-18 QRI Group, LLC Identifying field development opportunities for increasing recovery efficiency of petroleum reservoirs
CN104583361A (zh) * 2012-08-20 2015-04-29 国际壳牌研究有限公司 用于生产油的方法、系统和组合物
CA2820742A1 (en) 2013-07-04 2013-09-20 IOR Canada Ltd. Improved hydrocarbon recovery process exploiting multiple induced fractures
US9945703B2 (en) 2014-05-30 2018-04-17 QRI Group, LLC Multi-tank material balance model
US10508532B1 (en) 2014-08-27 2019-12-17 QRI Group, LLC Efficient recovery of petroleum from reservoir and optimized well design and operation through well-based production and automated decline curve analysis
GB2550820B (en) * 2015-02-03 2020-10-28 Geoquest Systems Bv Enhanced oil recovery (EOR) chemical coreflood simulation study workflow
US10458207B1 (en) 2016-06-09 2019-10-29 QRI Group, LLC Reduced-physics, data-driven secondary recovery optimization
US10246980B2 (en) 2016-09-23 2019-04-02 Statoil Gulf Services LLC Flooding process for hydrocarbon recovery from a subsurface formation
US10246981B2 (en) 2016-09-23 2019-04-02 Statoil Gulf Services LLC Fluid injection process for hydrocarbon recovery from a subsurface formation
US20190031531A1 (en) * 2017-07-31 2019-01-31 Gradiant Corporation Temperature-Matched Influent Injection in Humidifier Systems and Associated Methods
WO2019094454A1 (en) 2017-11-10 2019-05-16 Ecolab Usa Inc. Use of siloxane polymers for vapor pressure reduction of processed crude oil
US11466554B2 (en) 2018-03-20 2022-10-11 QRI Group, LLC Data-driven methods and systems for improving oil and gas drilling and completion processes
US11506052B1 (en) 2018-06-26 2022-11-22 QRI Group, LLC Framework and interface for assessing reservoir management competency
US11697983B2 (en) * 2020-08-10 2023-07-11 Saudi Arabian Oil Company Producing hydrocarbons with carbon dioxide and water injection through stacked lateral dual injection
CN114737924B (zh) * 2022-04-20 2023-04-18 中国矿业大学(北京) 一种水平井分段压裂煤体瓦斯抽采模拟装置及使用方法
CN114737925B (zh) * 2022-04-20 2023-04-14 中国矿业大学(北京) 一种水压致裂煤岩体瓦斯渗流模拟装置及抽采量预测方法

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4613631A (en) * 1985-05-24 1986-09-23 Mobil Oil Corporation Crosslinked polymers for enhanced oil recovery
CN101166889A (zh) * 2005-04-21 2008-04-23 国际壳牌研究有限公司 生产油和/或气的系统和方法
CN101449027A (zh) * 2006-05-22 2009-06-03 国际壳牌研究有限公司 生产油和/或气体的系统和方法
WO2009108650A1 (en) * 2008-02-27 2009-09-03 Shell Oil Company Systems and methods for producing oil and/or gas
CN101595198A (zh) * 2007-02-16 2009-12-02 国际壳牌研究有限公司 用于将气体吸收入液体中的系统和方法
WO2010002693A2 (en) * 2008-07-02 2010-01-07 Shell Oil Company Systems and methods for producing oil and/or gas

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5826656A (en) 1996-05-03 1998-10-27 Atlantic Richfield Company Method for recovering waterflood residual oil
US8789594B2 (en) 2006-03-27 2014-07-29 Shell Oil Company Water injection systems and methods
WO2008141051A1 (en) 2007-05-10 2008-11-20 Shell Oil Company Systems and methods for producing oil and/or gas

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4613631A (en) * 1985-05-24 1986-09-23 Mobil Oil Corporation Crosslinked polymers for enhanced oil recovery
CN101166889A (zh) * 2005-04-21 2008-04-23 国际壳牌研究有限公司 生产油和/或气的系统和方法
CN101449027A (zh) * 2006-05-22 2009-06-03 国际壳牌研究有限公司 生产油和/或气体的系统和方法
CN101595198A (zh) * 2007-02-16 2009-12-02 国际壳牌研究有限公司 用于将气体吸收入液体中的系统和方法
WO2009108650A1 (en) * 2008-02-27 2009-09-03 Shell Oil Company Systems and methods for producing oil and/or gas
WO2010002693A2 (en) * 2008-07-02 2010-01-07 Shell Oil Company Systems and methods for producing oil and/or gas

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105814274A (zh) * 2013-12-16 2016-07-27 陶氏环球技术有限责任公司 油回收生产流体中化学添加剂的痕量的分析方法

Also Published As

Publication number Publication date
RU2012152470A (ru) 2014-06-20
US20130048279A1 (en) 2013-02-28
CA2796663A1 (en) 2011-11-10
EP2567065A1 (en) 2013-03-13
CA2796663C (en) 2019-04-23
WO2011140180A1 (en) 2011-11-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN102884278A (zh) 生产油和/或气的系统和方法
CN102099544B (zh) 用于生产油和/或气的系统和方法
CN106164412B (zh) 原位沥青的分级蒸汽提取
Zhou et al. The dominant mechanism of enhanced heavy oil recovery by chemical flooding in a two-dimensional physical model
CA2660296C (en) Methods for producing oil and/or gas
CN101449027B (zh) 生产油和/或气体的系统和方法
US20120037363A1 (en) Systems and methods for producing oil and/or gas
CN102803648A (zh) 生产油和/或气的系统和方法
US9777566B2 (en) Methods for separating oil and/or gas mixtures
CN104024567A (zh) 生产油的方法
WO2011090921A1 (en) Systems and methods for producing oil and/or gas
EP2431567A2 (en) Methods for producing oil and/or gas
US11661829B1 (en) Sequential injection of solvent, hot water, and polymer for improving heavy oil recovery
WO2016081336A1 (en) Oil recovery process
Thomas et al. Light oil recovery from cyclic CO2 injection: Influence of gravity segregation and remaining oil
RU2574645C2 (ru) Системы и способы добычи нефти и/или газа
CN117905426A (zh) 一种提高原油采收率的方法和应用
Solatpour Experimental Studies on Polymer and Alkaline-Surfactant-Polymer Flooding to Improve Heavy Oil Recovery
Bassiouni Cyclic CO {sub 2} injection for light oil recovery: Performance of a cost shared field test in Louisiana. Final report, November 21, 1988--November 30, 1992
Coa et al. CA 92711, USA

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C02 Deemed withdrawal of patent application after publication (patent law 2001)
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication

Application publication date: 20130116