CN103917744A - 伴注氧的蒸汽驱、以及伴注氧的周期蒸汽刺激 - Google Patents

伴注氧的蒸汽驱、以及伴注氧的周期蒸汽刺激 Download PDF

Info

Publication number
CN103917744A
CN103917744A CN201280052026.XA CN201280052026A CN103917744A CN 103917744 A CN103917744 A CN 103917744A CN 201280052026 A CN201280052026 A CN 201280052026A CN 103917744 A CN103917744 A CN 103917744A
Authority
CN
China
Prior art keywords
oxygen
steam
well
reservoir
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
CN201280052026.XA
Other languages
English (en)
Inventor
R·K·克尔
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.)
CNOOC Petroleum North America ULC
Original Assignee
Nexen Energy ULC
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 Nexen Energy ULC filed Critical Nexen Energy ULC
Publication of CN103917744A publication Critical patent/CN103917744A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B43/243—Combustion in situ

Abstract

从烃储层采收重油的方法，所述方法包括将通过单独的井分别注入的含氧气体和蒸汽注入所述储层中，从而导致加热的烃流体更容易流到生产井，其中：（i）所述烃是重油（API从约10到20；具有一定初始气体受量）（ii）氧气/蒸汽注入气体的比率控制在0.05到1.00（v/v）的范围（iii）所述方法利用周期蒸汽刺激或蒸汽驱技术和井几何结构，用另外的井或隔离区注入氧气，其中所述储层内的氧气接触区小于基本上50米长。

Description

伴注氧的蒸汽驱、以及伴注氧的周期蒸汽刺激
技术领域
本发明涉及地下储层中重油的三次采油方法，并且具体涉及周期蒸汽刺激和/或蒸汽驱方法，它们二者都通过向储层中注氧的附加步骤加以改进。
术语的首字母词典
API    美国石油学会（American Petroleum Institute）（密度）
ASU    空气分离装置（用于产生氧气）
CAGD     燃烧辅助重力泄油
CIM    加拿大矿业学院（Canadian Institute of Mining）
COFCAW      正向燃烧与水驱结合
CSS    周期蒸汽刺激
CSSOX    伴氧气的CSS
DOE    （美国）能源部
EOR    三次采油
ETOR      能量与油比率（MMBTU/bbl）
HTO    高温氧化
ISC     地下(in site)燃烧
JCPT   加拿大石油技术杂志（Journal of Canadian PetroleumTechnology）
JPT    石油技术杂志（Journal of Petroleum Technology）
LTO    低温氧化
OGJ    石油与天然气杂志（Oil&Gas Journal）
OOIP      原始石油地质储量
SAGD      蒸汽辅助重力泄油
SAGDOX      SAGD+氧气
SF      蒸汽驱
SFOX      伴氧气的蒸汽驱
SOR    蒸汽与油比率（bbl/bbl）
SPE    石油工程师协会（Society of Petroleum Engineers）
STARS     蒸汽、热和高级处理储层模拟器
参考文献
·Anderson,R.E.等-"Method of Direct Steam Generation Using anOxyfuel Combustor"，国际专利WO2010/101647A2，2010.
·Arabian Oil&Gas Company，"Middle East Enhanced Oil Recovery"，2011年5月.
·Balog，S.等.，"The Wet Air Oxidation Boiler for EOR"，JCP，1982年9-10月.
·Bousard，"Recovery of Oil by a Combustion of LTO and Hot Water orSteam Injection"，美国专利3976137，1976年8月.
·Butler，R.M.，"Thermal Recovery of Oil&Bitumen"，Prentice Hall，1991.
·Carcoana，A.N.，"Enhanced Oil Recovery in Rumania"，SPE，Apr.1982.
·Donaldson，E.C.等，"Enhanced Oil Recovery II，Process andOperations Elsevier，1989.
·Escobar，E.,等，"Optimization Methodology for Cyclic SteamInjection with Horizontal Wells"，SPE/CIM，2000年11月.
·Farouq Ali，S.M.,等，，"The Promise and Problems of Enhanced OilRecovery Method.JCPT，1996年7月.
·Frauenfeld，T.W.J,等.，"Effect of an Initial Gas Content on ThermalEOR as Applied to Oil Sands"，JPT，1988年3月.
·Green Car Congress，"Chevron leveraging information technology tooptimize thermal production of heavy oil with increased recovery andreduced costs".2011年6月23日.
·Hanzlik，E.J.,等，"Forty Years of Steam Injection in California-TheEvolution of Heat Management"，SPE，2003年10月.
·Heavyoilinfo.com，"Wafra pilot delivers for Chevron"，2010年10月21日.
·Hong，.C.,等，"Effects of Noncondensable Gas Injection on OilRecovery by Steam Floods，JPT，1984年12月.
·L.Lake等，"A Niche for Enhanced Oil Recovery in the1990's，Oilfield Rev.，1992年1月.
·Leung，L.C.，"Numerical Evaluation of the Effect of SimultaneousSteam and Carbon Dioxide Injection of the Recovery of Heavy Oil"，JPT，1983年9月.
·Luo，R.等，"Feasibility Study of CO2Injection for Heavy OilReservoir After Cyclic Steam Simulation:Liaohe Oil Field Test"，SPE，2005年11月.
·Kumar，M.,等，"Cyclic steaming in Heavy Oil Diatomite"，SPE，1995年3月.
·Moore，R.G.,等，"In Situ Performance in Steam Flooded Heavy OilCores"，JCP，1999年9月.
·Moore，R.G.,等，"Parametric Study of Steam Assisted In SituCombustion"，未出版，1994年2月.
·Nasr，T.N,等，"Thermal Techniques for the Recovery of Heavy Oiland Bitumen"，SPE，2005年12月.
·OGJ，"More US EOR Projects start but EOR production continues todecline"2008年4月21日.
·Parrish，D.R.等，"Laboratory Study of a Combination of ForwardCombustion and Waterflooding-the COFCAW Process"，JPT，1969年6月.
·Pfefferle，W.C，"Method for CAGD Recovery of Heavy Oil"，国际专利WO2008/060311A2，2008年5月.
·Praxair，网站，2010.
·Sarathi，P."In Situ Combustion EOR Status"，DOE，1999.
·Sarkar等，"Comparison of Thermal EOR Process Using Combinationsof Vertical and Horizontal Wells"，SPE，1993年2月.
·Stevens，S.H.等，"A Versatile Model for Evaluation Thermal EOREconomics"SPE1998.113，1998.
·The Jakarta Post，"12Oil Companies to use EOR methods to boostproduction"，2011年6月27日.
·Thomas，S."Enhanced Oil Recovery-An Overview"，Oil&Gas Sci&Tech，63，2008.
·Wylie等，"Hot Fluid Recovery of Heavy Oil with Steam and CarbonDioxide"，美国专利2010/0276148A1，2010年11月.
·Yang，X.等，"Combustion Kinetics of Athabasca Bitumen from IDCombustion Tube Experiments"，Nat.Res.Res.，18，No.3，2009年9月（2）.
·Yang，X.等，"Design and Optimization of Hybrid Ex Situ/In SituSteam Generation Recovery Process for Heavy Oil and Bitumen"，SPE，Calgary，2008年10月.
·Yang，X.等，"Design of Hybrid Steam-ISC Bitumen RecoveryProcesses".Nat.Res.Res,，2009年9月3日（1）.
·Zawierucua等，"Material Compatibility and Systems Considerationsin Thermal EOR Environments containing High-Pressure oxygen"，JPT，1988年11月.
发明背景
蒸汽驱（SF）和周期蒸汽刺激（CSS）是采收重油和/或沥青的EOR方法。这些方法已经实施了超过50年。所述方法使用蒸汽向储层传递热能。替代蒸汽的是使用蒸汽和氧气的混合物。氧气通过燃烧传递热，以补充蒸汽能量传递。
本发明通过添加氧气补充和改善蒸汽驱（SF）（SFOX）并通过添加氧气补充和改善周期蒸汽刺激（CSS）（CSSOX）。
现有技术综述
2.1周期蒸汽刺激（CSS）
也许最老的热EOR方法是周期蒸汽刺激（也称为“吞”“吐”法）。
如图3所示，所述方法利用竖井分三步进行——首先，注入蒸汽直到受量/回压限制注入速率或直到注入了目标蒸汽段塞体积（所述周期的“吞”部分）。对于一些储层来说，在这个阶段期间可能超过破裂压力，产生裂隙帮助蒸汽分配和提供油流导管。然后，封闭所述井并使其“渗透”数周/月。这有助于通过传导来传播热并使热油最大化。第三，所述井投入生产，并且油流向地表或泵送到地表（所述周期的“吐”部分）。
虽然简单的CSS方法利用了竖井，但是CSS也可以利用水平井或斜井进行（Sarker（1993），Escobar（2000））。这可帮助分配蒸汽和在生产阶段期间缩短加热的重油的流路。
CSS加热油和降低粘度，使油更容易流到生产井。蒸汽也在生产周期期间提供一些气体驱动。CSS还利用重力泄油的形式，特别是如果在所述渗透阶段期间，在竖井周围保留部分蒸汽室的情况下（图3）。油可向下排泄并随着蒸汽冷凝而替换蒸汽（Butler（1991））。所述方法已经被标识为“刺激”方法，因为即使天然的油具有一定的流动性但是速率低，通过加热油和基质岩，蒸汽可降低井眼附近的抗油流性并增加采收率。
CSS开始于1950年代的油田试验。世界上最大的CSS工程现在是Alberta的冷湖（Cold Lake）处的Imperial Oil（EXXON）工程（表4，图5，图8）。对于这个工程来说，注蒸汽压力引起垂直裂缝以帮助分配蒸汽和提供加热重油的增强流道。SAGD现在已经超越CSS，作为加拿大首要的蒸汽EOR方法（表4）。不久SAGD将成为加拿大最大的蒸汽EOR单项工程。但是，CSS将仍然是高产手段。
CSS最近还被引入中东（Arabian Oil&Gas（2011））。CSS的一些问题包括以下问题：
（1）对重油的采收率限于约20%OOIP（Butler，（1992）。CSS后可能需要其它方法来开发储层。
（2）随着工程成熟，SOR劣化（增加）。
（3）对于孤立的井来说，生产是不连续的。
（4）可以发生井间连通并需要几个井周期协调和/或采收方法改变。
（5）对于沥青而言，蒸汽受量太差，不能运行CSS。
（6）高压CSS需要监测以防止井眼损害。
（7）蒸汽超覆（override）。
2.2蒸汽驱（SF）
如果受量良好或者如果CSS井开始连通，所述方法可变为蒸汽驱，其中蒸汽连续注入一个（或多个）井并将加热的油“推向”一个（或多个）生产井。图9显示了利用竖井的简单SF几何结构。通常井布置成规则的样式（例如图12）。SF方法可采出比CSS多的油，但是，SF方法的一个问题是蒸汽超覆，其中蒸汽上升到产油层的上部，并穿透到生产井，绕过了加热的油带。这可降低生产率或甚至导致过早放弃所述方法。如果储层下降，则布置井使得蒸汽注井高于采井，以利用重力泄油并最小化蒸汽超覆，将是有利的（例如加利福尼亚（California）重油）。
SF的近期趋势之一是考虑所述方法，至少部分地，作为重力泄油方法并管控热输入和生产，像SAGD（Green Car Cong.（2011）。如果这实行的话，采收系数可接近70-80%，与SAGD相似（同上）。
水平井也被认为改善了生产率和采收率（Green Car Cong.（2011））。SAGD（图2）可被认为是利用重力泄油作为优势采收机制的竖直SF（Butler，（1991））。Tangleflags，Sask.是利用竖直蒸汽注井和水平生产井组合的竖直SF的例子（图7，Thomas（2008））。只基于水平井的SF也是可行的（图10）。
CSS和SF的筛选标准相似（表2），但是SF方法可采出的油比CSS多并且SF已经主宰了热EOR的世界产量（图1）。CSS和SF二者的局限性在于油的密度（API>10），油的粘度（μ<1000cp），深度（<5000ft），油层厚度（>20ft）和初始油饱和度（S0>.50）。但是，这些局限性中的许多是经济上的，并且在低油价（<$30/bbl）的经济环境中进行评价，因此筛选可能是过时的。它们不是坚硬的技术壁垒。图6显示的热（蒸汽）EOR是中等成本的EOR方法（Lake（1992））。
SF EOR始于1950-1960年代的美国（Lake（1992）），并且美国一直作为主要角色（图5）。1998年，加利福尼亚的SF工程利用Bakersfield地区的20,000个竖井生产约400KBD（Stevens（1998））。Chevron是最大的美国生产商（Green，（2011））。最大的单项SF工程是Caltex在印尼运营的Duri油田，目前生产约300KBD（Jakarta Post（2011），图8）。SF技术也已引入中东（heavyoilinfo（2010），ArabianOil&Gas（2011））。
SF的一些问题包括以下问题：
（1）SOR可能差（比SAGD的SOR高）。
（2）因为受量限制或注井和采井之间缺乏连通，启动可能困难或延长。SF经常通过CSS开始。
（3）破裂也可能是问题。如果形成破裂的话，蒸汽将流入破裂处并通过传导将热传递到周围的油。但是，因为蒸汽没有将油驱到生产井，生产将是缓慢的。
（4）如果储层过深，热损失是个顾虑。
（5）蒸汽超覆始终是个问题，除非我们具有带重力驱动分量的倾斜储层。
（6）不用重力泄油，最终采收率仍然可能差（30至40%OOIP）。
2.3蒸汽+氧气
COFCAW（正向燃烧与水驱结合）是ISC方法的一种形式，其注水以在储层中产生蒸汽。它在燃烧面的上游产生蒸汽+氧气（空气）混合物（Parrish（1969））。但是，所述方法是改良ISC方法，不是改良SF方法，它适合于竖井几何结构，不适合于水平井几何结构。如果让液态水冲击燃烧面，HTO将被骤冷并且氧气将穿透到生产井或者将发生LTO氧化。LTO是不期望的，因为氧气使用不完全、每单位耗氧量的放热小于HTO、并且氧化产物包括可以生成不想要的乳液的有机酸，所述乳液可导致储层堵塞和/或油/水（处理）分离问题。
当氧气在烃储层中燃烧时，产生的主要的不可冷凝的气体是二氧化碳。注入的蒸汽+O2将在储层中产生蒸汽+CO2。几项研究已经考察了蒸汽+CO2对于CSS或SF EOR应用（Luo（2005），Frauenfeld（1988），Balog（1982））。也有一些行动利用地表或井下设备产生蒸汽+CO2或蒸汽+烟气混合物（Balog（1982），Wylie（2010），Anderson（2010））。蒸汽+CO2通常显示出改善只有蒸汽的方法（CSS或SF）。如果重油已经含有一些溶解气体的话，可能降低CO2的增量利益（Frauenfeld（1988））。在一些情况下，CO2所引起的改善体现在油速率、而不是最终采收率上（Leung，（1983））。
基于蒸汽+氧注入的行动比蒸汽+CO2少得多。已经利用蒸汽+氧气的混合物进行了实验室燃烧管试验（Moore（1994），（1999））。燃烧很强劲，显示出良好的HTO燃烧，即使在所述混合物中氧浓度非常低的情况下。所述燃烧稳定并且比其它氧化剂（蒸汽+空气；空气）更完全（CO较少）。所述混合物中的氧浓度从低于3改变到超过12%（v/v）。
Yang（2008）（2009（1））提议在SAGD方法中使用蒸汽+氧气作为蒸汽的替代。所述方法利用引入燃烧动力学的改良STARS模拟模型进行模拟。Yang示范了对于所有氧气混合物来说，燃烧区都包含在气体/蒸汽室中，利用残留沥青作为燃料。燃烧面从不与蒸汽室壁相交。但是，所包含的蒸汽/气体室不提供除去不可冷凝的气体。因此，使用蒸汽+氧气混合物，所述气体室中的回压抑制注气和沥青生产。还有，没有考虑水平井中注入蒸汽+氧气的腐蚀问题，也没有利用长水平井注入O2时引发和维持HTO燃烧的最低氧气通量速率的任何考虑。
Yang（（2008），2009（1））还提出了交替蒸汽/氧气方法，作为连续注入蒸汽+O2混合物的替代。但是，没有解决腐蚀、最低氧气通量保持、着火风险和燃烧稳定性维护的问题。
Bousard（1976）提出了注入空气或氧气与热水或蒸汽以传播LTO燃烧，作为将热注入重油储层的方法。但是如上所讨论，想要的是HTO，而LTO是不想要的。
Pfefferle（2008）建议在SAGD方法中使用氧气+蒸汽混合物，作为减少蒸汽需求和部分升级重油的方式。燃烧据称发生在沥青界面（室壁）处，燃烧温度通过调节氧浓度控制。但是，如同Yang所表明，燃烧不会发生在室壁处。它将发生在蒸汽室内部，利用残留沥青作为燃料，而不是来自室壁/室壁处的沥青。此外，燃烧温度几乎与氧浓度无关（Butler，1991）。它取决于燃料（焦炭）通过所述燃烧/热解过程的沉积（lay-down）速率。Pfefferle还建议在水平井的全长上注氧，而没有解决腐蚀的问题，如果长水平井用于注入的话，也没有解决保持最低氧气通量速率的问题。
因此，本发明的主要目的是提供用于蒸汽驱和周期蒸汽刺激二者的三次采油方法，其中氧气和蒸汽分别注入重油储层。
本发明的另一个目的是提供至少一口井从所述储层排放所产生的气体，以控制储层压力。
本发明的又一个目的是提供基本上为35%（v/v）的量的氧气和65%的相应蒸汽水平。
本发明的又一个目的是提供用于CSSOX或SFOX井的管道尺寸，所述尺寸可以比用于只有蒸汽的方法的尺寸小得多，因为每单位体积的氧气携带约十倍的热含量。
当考虑以下发明内容和本文中说明的优选实施方式的更详细说明时，本发明的另外和其他目的对本领域技术人员将是显而易见的。
发明内容
根据本发明的主要方面，提供了从烃储层采收重油的方法，所述方法包括将通过单独的井分别注入的含氧气体和蒸汽注入所述储层中，从而导致加热的烃流体更容易流到生产井，其中：
（i）所述烃是重油（API从10到20；且具有一定初始气体受量）
（ii）氧气/蒸汽注入气体的比率控制在0.05到1.00（v/v）的范围
（iii）所述方法利用周期蒸汽刺激或蒸汽驱技术和井几何结构，用另外的井或隔离区注入氧气，
其中所述储层内的氧气接触区小于基本上50米长。
优选地，对于燃烧产生的不可冷凝的气体，使用单独的井或隔离区。
在一种实施方式中，所述含氧气体的氧含量为95至99.9%（v/v），优选其中所述含氧气体的氧含量为95至97%（v/v）。
在另一种实施方式中，所述含氧气体是空气。
优选所述含氧气体是氧含量基本上为20至95%（v/v）的富空气。
在一种实施方式中，储层内的注氧井靠近蒸汽波及区，小于基本上50米长。
优选所述含氧气体注入步骤只在注入点周围形成蒸汽波及区以后开始，优选通过以下手段控制：
（i）调节蒸汽和氧气流量比率达到目标。
（ii）调节蒸汽+氧气流量达到能率目标。
在优选实施方式中，单独的所产生气体的除去井用于最小化对开采井蒸汽超覆。
优选氧气/蒸汽（v/v）比率起始于约0.05并随着所述方法成熟渐升至1.00。
在另一种实施方式中，氧气/蒸汽（v/v）比率保持在0.4和0.7之间，最优选0.35。
在另一种实施方式中，氧气/蒸汽的比率（v/v）在0.4和0.7之间，所述含氧气体中氧纯度在95和97%（v/v）之间。
在另一种实施方式中，所述方法还包括注井（单独的竖井或井的隔离部分），其最大射孔区（或有割缝衬管的区）基本上小于50m，使得氧气通量速率可以最大化。
优选氧气接近蒸汽波及区注入，由此所述储层中的残留燃料燃烧是所述燃烧的能量源，所述区在启动时预热，因此可以发生自发高温氧化。
根据本发明的又一种实施方式，提供了用于采收重油的改良周期蒸汽刺激三次采油（enhanced oil recovery）方法，所述方法包括在通常的蒸汽注入周期（“吞”）期间添加氧气，所述“渗透”和“吐”周期与常规CSS相似，其中注入的氧气从残留油的燃烧中提供了额外的能量用于重油采收，同时在储层中产生CO2并另行除去产生的CO2以更好地控制所述方法。
优选利用额外的注氧井。
优选所述方法还包括在注蒸汽井内利用单独的管道和封隔物隔离注氧。
蒸汽和氧气在不同的时间注入，只要注氧在蒸汽之后，使得所述储层被预热以便高温氧化燃烧的自燃。
在所述方法的一种实施方式中，通过注入蒸汽和氧气，在“吞”周期期间，注氧在所述注井的顶部附近隔离开或利用单独的O2井；并在“吐”周期期间另行除去所产生的气体（主要是CO2）以更好地控制所述方法。
在优选实施方式中，所述CSSOX方法是SFOX方法的启动方法。
根据本发明的又一个方面，提供了用于采收重油的改良蒸汽驱（SFOX EOR）方法三次采油，基本上与常规SF方法相似，所述改良包括注入在蒸汽注井附近（或处）连续注入氧气，以从残留燃料的地下燃烧提供附加的能量源，所述蒸汽和氧气在竖井几何结构中注入，并且生产井/注井布置成规则的式样。
在优选实施方式中，提供单独的井以除去不可冷凝的燃烧气体。
优选所述方法还包括使用水平井，尤其对于更粘稠的重油。
在本方法的优选实施方式中，用于CSSOX或SFOX井的管道尺寸可以比只有蒸汽的方法小得多，因为每单位体积氧气携带约十倍的热含量。
附图说明
图1说明了世界EOR产量。
图2说明了SAGD EOR方法。
图3说明了CSS方法。
图4示出了油粘度图。
图5示出了美国/加拿大蒸汽EOR。
图6示出了EOR方法的成本比较。
图7示出了Tangleflags蒸汽驱。
图8图解了加利福尼亚Kern River和印尼Duri的SF工程。
图9示出了SF几何结构。
图10示出了水平井SF。
图11示出了SFOX几何结构。
图12说明了SFOX的5-点模式。
图13示出了CSSOX1的井几何结构。
图14示出了CSSOX2的井几何结构。
图15示出了蒸汽波及区的残留沥青。
图16示出了SFOX几何结构。
图17示出了另一种SFOX几何结构。
图18示出了去除所产生的气体的CSSOX。
发明的具体说明
3.1蒸汽+氧气
如果我们以分开的或隔离的流将蒸汽和氧气注入重油储层中，我们具有两个分开的热源。氧气将导致被蒸汽留下的残留重油的燃烧。如图15所示，我们可以预期残留重油为（孔隙空间的）约10%（v/v）。这足以支持和维持燃烧。蒸汽可以从潜热（当蒸汽冷凝时所放的热）或从显热（热冷凝物冷却时所传递的热）直接传热到储层成分。
如前面的论述（2.3），可以发生两种氧化，HTO（380-800℃）和LTO（150-300℃），在HTO中燃烧主要产生CO2、CO和H2O，在LTO中燃烧产生部分氧化的化合物，包括可以导致生产困难的有机酸。HTO是希望的而LTO是不希望的。
标识蒸汽+氧气方法用于CSS或SF应用的便利方式是考虑蒸汽+氧气混合物中的氧含量。（这不意味着我们注入了混合物或我们预期在储层中的混合良好）。利用这种术语，CSSOX（10）意味着蒸汽/氧气混合物中10%（v/v）氧浓度用于CSS应用（CSSOX=伴有氧气的CSS）。SFOX（10）意味相同的混合物用于SF应用。
表1显示了各种蒸汽+氧气混合物的性质，其中我们假定氧气燃烧的放热是480BTU/SCF（Butler（1991））并且我们使用平均蒸汽含热量为1000BTU/lb。因为氧气含有相似体积蒸汽的约10倍含热量，随着混合物中氧浓度增加，氧气迅速主导热递送。其中氧气热=蒸汽热的转变点是含9%（v/v）氧气的混合物。
饱和蒸汽和氧气的混合物对于碳钢和其他合金是非常腐蚀性的（Zawierucha（1988））。需要单独的井或隔离系统。一种建议（Yang（2009））是使用蒸汽注井交替用于蒸汽和氧气体积。但是，为了维持HTO燃烧，我们需要恒定的供应和最低的氧气通量（Sarathi（1999）），否则氧气将穿透到生产井或可能启动LTO燃烧。
还已经建议，我们可以简单注入蒸汽+氧气的混合物并利用适当的合金或抑制剂控制腐蚀（Yang（2009），Pfefferle（2008）），但这是困难的（Zawierucha（1988））。如果水平井用作注井，我们有腐蚀问题，并且氧气通量速率可能是个顾虑。氧气通量随着水平井的长度而稀释。在一些区域，氧气通量可能过低，不能维持HTO。即使平均通量速率令人满意，但在储层中的不均匀性可能导致局部氧气耗尽。
氧气需要注入蒸汽波及区（或其附近），使得残留燃料的燃烧是能量源并且受量不是问题。所述区开始时需要预热，从而发生自发HTO。
地下EOR方法的蒸汽和氧气之间有协同作用。蒸汽通过预热储层使得可以发生自燃而帮助燃烧。在燃烧区，蒸汽添加OH和H基来改善（加速）和稳定HTO燃烧（类似于无烟火炬技术）。蒸汽是达到高生产率的有效传热介质。蒸汽还提高燃烧完全性（Moore（1994））。氧气通过减少每单位注入能量的蒸汽/水需求量、通过回流产生额外蒸汽、汽化原生水和直接作为燃烧产物产生蒸汽来帮助蒸汽。氧气还增加能量效率。氧气添加了可以溶解到重油中以降低粘度的CO2；提供了溶解气体驱动的采收机制。当不可冷凝的气体迁移到产油层的上部时，它们将部分隔绝所述方法向上覆岩层的热损失，放松了经济限制（输送给储层的每单位热量，氧气成本小于蒸汽）以提高最终采收率。最后，如果储层中保留一些CO2的话，可减少CO2排放。
3.2地下燃烧化学
氧气通过燃烧在重油储层中产生能量。通过热燃烧气体分馏和聚合残留重油制备的“焦”，可由简式CH0.5表示。这忽略了痕量组份（S，N，O,...等）并且它不意味着分子结构也不意味分子大小。它只是指“焦”的H/C原子比为0.5。
让我们还假定：
（1）对于HTO而言，产物气体中的CO是燃烧的碳的约10%（参见Moore（1994））。
（2）在储层中发生水-气变换反应至完成—即CO+H2O→CO2+H2+热量。这种反应通过较低的T（低于燃烧）和通过高浓度蒸汽来促进。与燃烧相比，放热是小的。
然后，如下确定我们的净燃烧化学计量：
燃烧：CH0.5+1.075O2(0.9CO2+0.1CO+0.25H2O+热量
变换：0.1CO+0.1H2O(0.1CO2+0.1H2+热量
净值：CH0.5+1.075O2→CO2+0.1H2+0.15H2O+热量
特点如下：
（1）放热=480BTU/SCF O2（Butler（1991））
（2）产生的不可冷凝气体=所用氧气的102%（v/v）
（3）产生的燃烧净水=所用氧气的14%（v/v）
（4）产生的氢气=所用氧气的9.3%（v/v）
（5）所产生的气体组成（（v/v）%）：
湿 干
CO2 80.0 90.9
H2 8.0 9.1
H2O 12.0 -
总计 100.0 100.0
（6）燃烧温度由“焦”含量和基岩性质控制。通常，HTO燃烧T在（380-800℃）之间。
3.3CSSOX
用于采收重油的所述CSSOX EOR方法类似于CSS（前面描述的），但在蒸汽注入周期（“吞”）期间添加氧气。“渗透”和“吐”周期与CSS相似。氧气从燃烧中提供额外的能量，并在储层中产生CO2。
图13和14显示了如何利用额外的注氧井或通过在注蒸汽井内利用单独的管道和封隔物隔离注氧来进行CSSOX。可替代地，蒸汽和氧气可在不同的时间注入，只要注氧在蒸汽之后，使得储层被预热以便HTO燃烧的自燃。
如果我们在注井的顶部附近或利用单独的O2井隔离注氧，如图18中所示，在“吞”周期期间我们注入蒸汽和氧气；在“吐”周期期间我们可另行除去所产生的气体（主要CO2）以更好控制所述方法。
3.4SFOX
用于采收重油的所述SFOX EOR方法类似于SF（前面描述的），但氧气连续注入注蒸汽井附近（或处），以从地下燃烧中提供附加的能量源。蒸汽+氧气注入竖井几何结构，并且采井/注井布置成规则的式样。
图9、11和12显示SFOX可以如何布置。我们还可以使用如图10所示的水平井，尤其对于更粘稠的重油。
SF和SAGD方法之间的区别有时可能是细微的。SAGD可以被认为是通过重力泄油帮助的上至下蒸汽驱。图7显示了混合方法（SF和SAGD）的例子，其中竖井用作注井，较低的水平井用作采井。
气体（蒸汽）超覆是SF方法的问题。在SFOX中包括单独的井用于如图16所示除去不可冷凝的燃烧气体或如图17所示隔离生产，可能是有利的。气体体积小并且这些井不需要大（表3）。
3.5CSSOX/SFOX优点
因为许多时候，CSS工程可转变成SF工程，或CSS被特意用作SF的启动方法；所以各自的蒸汽+氧气形式的优点是相似的——如下，将CSSOX和SFOX与它们的无氧气同类方法相比较：
（1）较低的能量成本（输送给储层的每单位热量，氧气成本小于蒸汽）。
（2）生产每桶的用水减少。
（3）每单位体积注入气体注入的能量更多。表1显示了氧气和蒸汽的等量混合物（v/v）含有的能量比纯蒸汽多超过450%。这可增加生产率。
（4）产生多余水。燃烧过程将使燃烧波及区中的原生水作为蒸汽流动。当作为水产生时，如果所有的注入蒸汽也作为水产生，这将造成多余水产生。
（5）燃烧还直接产生水作为烃氧化的产物。
（6）二氧化碳通过燃烧产生。当CO2溶解到周边的重油中时，它将提供溶解气体驱动机制并增加产量和最终采收率（Balog（182），Luo（2005））。
（7）蒸汽刺激和帮助HTO燃烧（Moore（1994））。
（8）蒸汽还导致燃烧更完全——CO更少，CO2更多。
（9）如果产生不可冷凝的气体，它主要是CO2并适合捕集和分离。
（10）对于相同的储层压力，平均温度将较高。氧化或HTO燃烧在380-800℃发生，比在通常的储层压力（1至4MPa）下的饱和蒸汽温度高得多。
（11）最高达注氧限度，被燃烧的重油（残留焦）是原本不能采收的油（蒸汽波及区中的残留油）。
（12）只有蒸汽的方法留下残留油（孔隙空间的约10%）。这种油的一部分通过所述蒸汽+氧气方法流动和采收。
（13）如果燃烧CO2的一部分留在储层中或者如果所产生的CO2的一部分被捕集和分离，则CSSOX或SFOX与它们只有蒸汽的相应方法相比，可使CO2排放减少。
（14）如表3所示，用于CSSOX或SFOX井的管道尺寸可以比只有蒸汽的方法小得多，因为每单位体积氧气携带约十倍的热含量。
（15）表3还说明了大范围的氧气+蒸汽混合物，如果我们希望在已有的注蒸汽井中在分隔的段处输送氧气（例如图14），对于氧气管和环管中的蒸汽有足够的空间，即使混合物的氧气贫至5%。
4.优选实施方式
4.1重油
本发明适用于具有一定初始油流动性和初始气体受量的重油。它不适用于沥青（AP10），沥青更适合于SAGD形式的SAGDOX（在另一个专利中）。
出于这个文献的目的，我们将“重油”定义为10API和20API之间，在储层中具有一定初始气体受量。
4.2分离注氧
已经建议利用常规SAGD几何结构的EOR可以通过用氧气+蒸汽混合物替代蒸汽来进行（Yang（2009）；Pfefferle（2008））。出于两个原因，这不是个好主意：
（1）氧气与蒸汽相比，它的有效性不同。蒸汽不管通量速率如何低或不管浓度如何低，都具有积极的效果（增加热量）。由于氧气要引发和维持所要求的HTO燃烧，有最低的通量速率（Sarathi（1999））。这种最低的速率预计取决于储层流体的性质、储层的性质和储层的条件。如果氧气通量过低，氧气将未经使用而穿透到所产生的气体的除去井和/或生产井和/或留在储层中，或氧气将引发不希望的LTO反应。
如果氧气与蒸汽混合并注入长水平井（500到1000m），则氧气通量经过长距离被分散/稀释。即使平均氧气通量适合引发和维持HTO燃烧，但在储层中的不均匀性可导致局部通量速率低于最低需要。
（2）氧气+蒸汽混合物非常腐蚀性，特别是对碳钢。常规SAGD注蒸汽井的冶金不能承受转换到蒸汽+氧气混合物而不发生可以（迅速）危害井完整性的显著腐蚀。腐蚀已经被引为使用富空气或氧气的ISC工程的问题之一（Sarathi（1999））。
优选实施方式对这个问题的解决方案是在不同的井中或在隔离的点注入氧气和蒸汽，以最小化腐蚀。第二，注井（单独的竖井或井的隔离部分）应该具有约50m的最大射孔区（或有割缝衬管的区），以便氧气通量速率可被最大化。
4.3氧浓度范围
蒸汽/氧气注入混合物中的氧浓度是定量氧气水平和标识方法（例如SFOX（35）是混合物中具有35%氧气的方法）的便利方式。但是，实际上我们预期将氧气和蒸汽作为分开的气流注入，没有对在储层中混合或者平均或实际的现场气体浓度的任何预期。与其控制“浓度”，倒不如在实践中控制氧气/蒸汽（或相反）的流量比。因此SFOX（35）将是其中氧气/蒸汽的流量比是0.5385（v/v）的SFOX方法。
我们对于CSSOX和SFOX的优选范围具有最低和最大的氧气率，基本原理如下：
（1）我们的最低氧气/蒸汽比是0.05（v/v）（氧浓度约5%（v/v））。低于此我们开始得到如下的问题增加：
（i）HTO燃烧开始变得不稳定。其变得更难以达到维持HTO的最低氧通量速率，特别是对于燃烧面远离注井的成熟SAGDOX方法。
（ii）还变得难以汽化和使全部原生水流动。
（iii）低于5%，难以在同一管道中用隔离的氧气管注入氧气和蒸汽，并且难以保持能量注入速率（参见表3）。
（2）我们的最大氧气/蒸汽比是1.00（v/v）（氧浓度为50.0%（v/v））。超过这个限度我们开始得到以下问题：
（i）储层中的蒸汽存量降到低水平，即使有一些回流，（蒸汽是优选的传热流体）。
（ii）通过氧化消耗的净沥青（“焦”）燃料开始超过留在蒸汽波及区中的残留燃料。
（iii）超过这个限度，其变得难以（不可能）从一体化的ASU:Cogen设备产生蒸汽和氧气。
（iv）生产井中的含油量增加，它可能增加本体粘度和损害生产率。
因此，氧气/蒸汽比的优选范围是0.05到1.00（v/v），相当于混合物中5到50%（v/v）氧气的浓度范围。
4.4氧纯度
低温空气分离装置（ASU）可以产生纯度变化从约95至99.9（v/v）%氧浓度的氧气。上端（99.0-99.9%）纯度产生“化学”级氧气。所述纯度范围的下端（95-97%）产生每单位氧气消耗的能量（电）少约25%（Praxair（2010））。“污染”气体主要是氩气。氩气和氧气的沸点接近，因此低温分离变得困难和昂贵。如果氩气和氮气在空气中保持不分离，所得的混合物是95.7%“纯”的氧气。
对于EOR而言，氩气是惰性气体，对该方法应该没有影响。
优选的氧浓度是95-97%纯度（即在ASU操作中消耗的能量最少）
4.5运行策略
为了启动注氧作为CSSOX方法或SFOX方法的部分，我们需要满足以下标准：
（i）当首先注入氧气时，注入点（完井）在蒸汽波及区附近或内部，因此我们可以最小化注入点附近的温度，消耗原本将无法生产的油，并且我们具有良好的气体受量。
（ii）我们希望发生燃烧的储层已经预热至约200℃，因此氧气将自发燃烧。
（iii）氧气通量速率高得足以引发和维持HTO燃烧。
在我们达到这些条件之后，我们可以如下开始CSSOX（在“吞”周期中）或SFOX：
（i）启动氧气（和调节蒸汽）速率以达到目标能量注入速率。
（ii）调节蒸汽和氧气速率以达到目标流量比。
（iii）监测储层压力和调节速率或所述比率以达到目标压力。
（iv）对于SFOX，调节生产速率以控制回压和/或最小化气体超覆的蒸汽损失或氧气损失。
（v）还有，对于CSSOX和SFOX，如果我们具有单独的所产生的气体除去系统（图16，17，18）（其控制所产生的气体的去除速率），将最小化对生产井的蒸汽（气体）超覆。
5.CSSOX/SFOX独特性
5.1CSSOX、SFOX的区别特征
（1）采用同时注入蒸汽和氧气
（2）隔离注氧
（3）具有优选的氧气/蒸汽（v/v）比范围
（4）认识到蒸汽和氧气的协同利益
（5）具有优选的氧纯度范围
（6）可以有单独的井除去通过燃烧产生的不可冷凝气体
（7）起动SFOX和CSSOX方法的程序（标准）
（8）控制/操作SFOX和CSSOX方法的程序
（9）专门提出的井几何形状
（10）与CSS或SF相比，用水减少
（11）产生“纯”CO2气流
（12）有一定CO2捕集或分离，与SF或CSS相比，减少CO2排放
（13）可以加入现有的SF或CSS方法
（14）与SF或CSS相比，SFOX或CSSOX对于相同的采油量产生的流体较少。
（15）因为氧气成本低于蒸汽，CSSOX和SFOX工程可以运行得比CSS或SF更长，具有固有的额外延期。
表1
蒸汽+氧气混合物
其中
（1）蒸汽热值=1000BTU/lb（平均）
（2）O2热值=480BTU/SCF（Butler（1991））
（3）0%氧气=纯蒸汽
表2
SF EOR的筛选标准
其中（1）从Butler，1991取前5个参考文献
（2）
S0=原始含油饱和度
API=密度（API标度）
H=净产油层（英尺）
D=深度（英尺）
μ=粘度（cp）
表3
蒸汽+O 2 管道尺寸
其中：（1）同样参见表1
（2）假定管道中的线性速度相同
（3）体积额定量α直径的平方
（4）由于四舍五入，数值可能没有增加
表4
加拿大蒸汽EOR产量
SAGD 3月-（2011）（kBD）
Cenovus（Foster Creek） 118.7
Suncor（Firebag） 53.9
Devon（Jaekfish） 31.8
Suncor（Mackay） 31.2
MEG（Christina Lk.） 27.1
Nexen（Long Lk.） 26.2
Conoco Phillips（Surmont） 22.3
其它 47.8
SAGD总计 359.0
CSS
Imp.Oil（Cold Lake） 162.0
Can Nat.（Primrose/Wolf Lk.） 77.2
其它 11
CSS总计 244.3
加拿大总计 603.3
其中-（1）First Energy Corp.2011年6月9日
因此对本发明在不背离其范围下可以做出实施方式的许多改变。认为本文中包含的全部内容被认为是说明本发明而不是限制意义。

Claims (25)

1.从烃储层采收重油的方法，所述方法包括将通过单独的井分别注入的含氧气体和蒸汽注入所述储层中，从而导致加热的烃流体更容易流到生产井，其中：
（i）所述烃是重油（API从约10到20；具有一定初始气体受量）
（ii）氧气/蒸汽注入气体的比率基本上控制在0.05到1.00（v/v）的范围
（iii）所述方法利用周期蒸汽刺激或蒸汽驱技术和井几何结构，用另外的井或隔离区注入氧气，
其中所述储层内的氧气接触区小于基本上50米长。
2.权利要求1的方法，其中对于通过燃烧产生的不可冷凝的气体，使用单独的井或隔离区。
3.权利要求1的方法，其中所述含氧气体的氧含量为95至99.9%（v/v）。
4.权利要求3的方法，其中所述含氧气体的氧含量为95至97%（v/v）。
5.权利要求1的方法，其中所述含氧气体是空气。
6.权利要求5的方法，其中所述含氧气体是氧含量基本上为20至95%（v/v）的富空气。
7.权利要求1的方法，其中所述储层内的注氧井靠近蒸汽波及区，小于基本上50米长。
8.权利要求1的方法，其中所述含氧气体注入步骤只在注入点周围形成蒸汽波及区以后开始。
9.权利要求8的方法，其通过以下手段控制：
（i）调节蒸汽和氧气流量比率达到目标，
（ii）调节蒸汽+氧气流量达到能率目标。
10.权利要求2或9的方法，其中单独的所产生气体的除去井用于最小化对生产井的蒸汽超覆。
11.权利要求1的方法，其中氧气/蒸汽（v/v）比率起始于约0.05并随着所述方法成熟渐升至约1.00。
12.权利要求1或2的方法，其中所述氧气/蒸汽（v/v）比率保持在0.4和0.7之间，并最优选0.35。
13.权利要求1的方法，其中：
（i）所述氧气/蒸汽的比率（v/v）在0.4和0.7之间，
（ii）所述含氧气体中氧纯度在95和97%（v/v）之间。
14.权利要求1或7的方法，其还包括注井（单独的竖井或井的隔离部分），其最大射孔区（或有割缝衬管的区）小于基本上50m，使得氧气通量速率可以最大化。
15.权利要求14的方法，其中氧气接近蒸汽波及区注入，由此所述储层中的残留燃料燃烧是所述燃烧的能量源，所述区在启动时预热，因此可发生自发高温氧化。
16.用于采收重油的改良周期蒸汽刺激三次采油方法，所述方法包括在通常的蒸汽注入周期（“吞”）期间添加氧气，所述“渗透”和“吐”周期与常规CSS相似，其中注入的氧气从残留油的燃烧中提供额外的能量用于重油采收，同时在储层中产生CO2并另行除去产生的CO2以更好地控制所述方法。
17.权利要求16的方法，其中利用额外的注氧井。
18.权利要求16的方法，其还包括在注蒸汽井内利用单独的管道和封隔物隔离注氧。
19.权利要求16的方法，其中蒸汽和氧气在不同的时间注入，只要注氧在蒸汽之后，使得所述储层被预热以便高温氧化燃烧的自燃。
20.权利要求16的方法，其中：
通过注入蒸汽和氧气，在“吞”周期期间，注氧在所述注井的顶部附近被隔离或利用单独的O2井；
并在“吐”周期期间另行除去产生的气体（主要是CO2）以更好地控制所述方法。
21.权利要求16的方法，其中所述CSSOX方法是SFOX方法的启动方法。
22.用于采收重油的改良蒸汽驱（SFOX EOR）增强采油方法，所述方法基本上与常规SF方法相似，所述改良包括注入在蒸汽注井附近（或处）连续注入的氧气，以从残留燃料的地下燃烧提供附加的能量源，所述蒸汽和氧气在竖井几何结构中注入，并且生产井/注井布置成规则的式样。
23.权利要求22的方法，其中提供单独的井以除去不可冷凝的燃烧气体。
24.权利要求22或23的方法，其还包括使用水平井，尤其对于更粘稠的重油。
25.权利要求1、16或22的方法，其中CSSOX或SFOX井的管道尺寸可以比只有蒸汽的方法小得多，因为每单位体积氧气携带约十倍的含热量。
CN201280052026.XA 2011-10-24 2012-09-27 伴注氧的蒸汽驱、以及伴注氧的周期蒸汽刺激 Pending CN103917744A (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201161550479P 2011-10-24 2011-10-24
US61/550,479 2011-10-24
PCT/CA2012/000898 WO2013059909A1 (en) 2011-10-24 2012-09-27 Steam flooding with oxygen injection, and cyclic steam stimulation with oxygen injection

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN103917744A true CN103917744A (zh) 2014-07-09

Family

ID=48135022

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201280052026.XA Pending CN103917744A (zh) 2011-10-24 2012-09-27 伴注氧的蒸汽驱、以及伴注氧的周期蒸汽刺激

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20130098607A1 (zh)
CN (1) CN103917744A (zh)
BR (1) BR112014009440A2 (zh)
CA (1) CA2791318A1 (zh)
WO (1) WO2013059909A1 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107130951A (zh) * 2017-05-17 2017-09-05 中国石油天然气股份有限公司 一种监测蒸汽驱井间连通状况的方法及其系统

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BR112014009436A2 (pt) 2011-10-21 2017-04-11 Nexen Energy Ulc processos de drenagem de vapor por gravidade assistida com adição de oxigênio
CA2815737C (en) 2012-05-15 2020-05-05 Nexen Inc. Steam assisted gravity drainage with added oxygen geometry for impaired bitumen reservoirs
US9869169B2 (en) 2013-12-12 2018-01-16 Husky Oil Operations Limited Method to maintain reservoir pressure during hydrocarbon recovery operations using electrical heating means with or without injection of non-condensable gases
US10233727B2 (en) * 2014-07-30 2019-03-19 International Business Machines Corporation Induced control excitation for enhanced reservoir flow characterization
CA2972203C (en) 2017-06-29 2018-07-17 Exxonmobil Upstream Research Company Chasing solvent for enhanced recovery processes
CA2974712C (en) 2017-07-27 2018-09-25 Imperial Oil Resources Limited Enhanced methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation as a follow-up to thermal recovery processes
CA2978157C (en) 2017-08-31 2018-10-16 Exxonmobil Upstream Research Company Thermal recovery methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation
CA2983541C (en) 2017-10-24 2019-01-22 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for dynamic liquid level monitoring and control
CN112302598B (zh) * 2020-11-20 2022-04-01 西南石油大学 一种超深层稠油油藏井下产生蒸汽的系统及方法
CN115478824A (zh) * 2021-06-16 2022-12-16 中国石油天然气股份有限公司 火驱吞吐引效采油方法
US20230160293A1 (en) * 2021-11-23 2023-05-25 Halliburton Energy Services, Inc. Conversion of carbon dioxide captured from fracturing operation to formic acid used in fracturing fluid

Citations (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3441083A (en) * 1967-11-09 1969-04-29 Tenneco Oil Co Method of recovering hydrocarbon fluids from a subterranean formation
US3680634A (en) * 1970-04-10 1972-08-01 Phillips Petroleum Co Aiding auto-ignition in tar sand formation
US3938590A (en) * 1974-06-26 1976-02-17 Texaco Exploration Canada Ltd. Method for recovering viscous asphaltic or bituminous petroleum
US3964546A (en) * 1974-06-21 1976-06-22 Texaco Inc. Thermal recovery of viscous oil
US4114690A (en) * 1977-06-06 1978-09-19 Texaco Exploration Canada Ltd. Low-temperature oxidation method for the recovery of heavy oils and bitumen
US4498537A (en) * 1981-02-06 1985-02-12 Mobil Oil Corporation Producing well stimulation method - combination of thermal and solvent
US4573530A (en) * 1983-11-07 1986-03-04 Mobil Oil Corporation In-situ gasification of tar sands utilizing a combustible gas
US4860827A (en) * 1987-01-13 1989-08-29 Canadian Liquid Air, Ltd. Process and device for oil recovery using steam and oxygen-containing gas
CN1465847A (zh) * 2002-06-28 2004-01-07 中国石油天然气股份有限公司 采用先火烧油层后蒸汽驱方式开采原油
CN1507528A (zh) * 2001-04-24 2004-06-23 ���ʿ����о����޹�˾ 用来回收油的就地燃烧
CN101004132A (zh) * 2007-01-04 2007-07-25 中国石油大学(华东) 注空气辅助蒸汽吞吐稠油开采技术
CN102076930A (zh) * 2008-04-30 2011-05-25 世界能源系统有限公司 用于提高烃类采收的方法

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7493952B2 (en) * 2004-06-07 2009-02-24 Archon Technologies Ltd. Oilfield enhanced in situ combustion process
US7882893B2 (en) * 2008-01-11 2011-02-08 Legacy Energy Combined miscible drive for heavy oil production
US7740062B2 (en) * 2008-01-30 2010-06-22 Alberta Research Council Inc. System and method for the recovery of hydrocarbons by in-situ combustion
US8210259B2 (en) * 2008-04-29 2012-07-03 American Air Liquide, Inc. Zero emission liquid fuel production by oxygen injection

Patent Citations (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3441083A (en) * 1967-11-09 1969-04-29 Tenneco Oil Co Method of recovering hydrocarbon fluids from a subterranean formation
US3680634A (en) * 1970-04-10 1972-08-01 Phillips Petroleum Co Aiding auto-ignition in tar sand formation
US3964546A (en) * 1974-06-21 1976-06-22 Texaco Inc. Thermal recovery of viscous oil
US3938590A (en) * 1974-06-26 1976-02-17 Texaco Exploration Canada Ltd. Method for recovering viscous asphaltic or bituminous petroleum
US4114690A (en) * 1977-06-06 1978-09-19 Texaco Exploration Canada Ltd. Low-temperature oxidation method for the recovery of heavy oils and bitumen
US4498537A (en) * 1981-02-06 1985-02-12 Mobil Oil Corporation Producing well stimulation method - combination of thermal and solvent
US4573530A (en) * 1983-11-07 1986-03-04 Mobil Oil Corporation In-situ gasification of tar sands utilizing a combustible gas
US4860827A (en) * 1987-01-13 1989-08-29 Canadian Liquid Air, Ltd. Process and device for oil recovery using steam and oxygen-containing gas
CN1507528A (zh) * 2001-04-24 2004-06-23 ���ʿ����о����޹�˾ 用来回收油的就地燃烧
CN1465847A (zh) * 2002-06-28 2004-01-07 中国石油天然气股份有限公司 采用先火烧油层后蒸汽驱方式开采原油
CN101004132A (zh) * 2007-01-04 2007-07-25 中国石油大学(华东) 注空气辅助蒸汽吞吐稠油开采技术
CN102076930A (zh) * 2008-04-30 2011-05-25 世界能源系统有限公司 用于提高烃类采收的方法

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107130951A (zh) * 2017-05-17 2017-09-05 中国石油天然气股份有限公司 一种监测蒸汽驱井间连通状况的方法及其系统

Also Published As

Publication number Publication date
US20130098607A1 (en) 2013-04-25
BR112014009440A2 (pt) 2017-04-11
WO2013059909A1 (en) 2013-05-02
CA2791318A1 (en) 2013-04-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN103917744A (zh) 伴注氧的蒸汽驱、以及伴注氧的周期蒸汽刺激
CN104011331B (zh) 伴加氧的蒸汽辅助重力泄油方法
Taber et al. EOR screening criteria revisited—Part 1: Introduction to screening criteria and enhanced recovery field projects
CN1875168B (zh) 从不可渗透的油页岩中采收碳氢化合物
CN103790563B (zh) 一种油页岩原位局部化学法提取页岩油气的方法
CN103748316B (zh) 用蒸汽和氧气的原位燃烧和分别注入的烃采收
CN105189942A (zh) 处理排放物以提高油采收率
WO2013062754A1 (en) Low emission heating of a hydrocarbon formation
US10041340B2 (en) Recovery from a hydrocarbon reservoir by conducting an exothermic reaction to produce a solvent and injecting the solvent into a hydrocarbon reservoir
US20170002638A1 (en) Use of steam assisted gravity drainage with oxygen (&#34;sagdox&#34;) in the recovery of bitumen in thin pay zones
CN103912252B (zh) 一种湿式火烧吞吐采油方法
US20160265327A1 (en) Steam assisted gravity drainage with added oxygen (&#34;sagdox&#34;) in deep reservoirs
CN107387041A (zh) 一种注临界介质油页岩单井吞吐转化工艺
WO2012170157A2 (en) Hydrocarbon recovery through gas production control for noncondensable solvents or gases
US20140166278A1 (en) Use of steam-assisted gravity drainage with oxygen (&#34;sagdox&#34;) in the recovery of bitumen in lean zones (&#34;lz-sagdox&#34;)
WO2014089685A1 (en) Steam assisted gravity drainage with added oxygen (&#34;sagdox&#34;) in deep reservoirs
RU2593614C1 (ru) Способ шахтно-скважинной добычи трудноизвлекаемой нефти и технологический комплекс оборудования для его осуществления
US20140166279A1 (en) Extended reach steam assisted gravity drainage with oxygen (&#34;ersagdox&#34;)
CA2832770A1 (en) Use of steam assisted gravity drainage with oxygen (&#34;sagdox&#34;) in the recovery of bitumen in lean zones (&#34;lz-sagdox&#34;)
RU2579061C1 (ru) Способ шахтно-скважинной добычи трудноизвлекаемой (битумной) нефти и технологический комплекс оборудования для его осуществления
CA2830405C (en) Use of steam assisted gravity drainage with oxygen in the recovery of bitumen in thin pay zones
WO2014063227A1 (en) Use of steam assisted gravity drainage with oxygen (&#34;sagdox&#34;) in the recovery of bitumen in thin pay zones
CA2791323A1 (en) Steam assisted gravity drainage processes with the addition of oxygen addition
CA2835759C (en) Extended reach steam assisted gravity drainage with oxygen (&#34;ersagdox&#34;)
CA2976575A1 (en) Well configuration for coinjection

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication

Application publication date: 20140709

WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication