CN106164412B - 原位沥青的分级蒸汽提取 - Google Patents
原位沥青的分级蒸汽提取 Download PDFInfo
- Publication number
- CN106164412B CN106164412B CN201580013105.3A CN201580013105A CN106164412B CN 106164412 B CN106164412 B CN 106164412B CN 201580013105 A CN201580013105 A CN 201580013105A CN 106164412 B CN106164412 B CN 106164412B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- steam
- oil
- recovery
- well
- bitumen
- 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.)
- Active
Links
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 72
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract description 16
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 143
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 111
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 86
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 64
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 44
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 44
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims abstract description 39
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 48
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 38
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 26
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 26
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- BPIUIOXAFBGMNB-UHFFFAOYSA-N 1-hexoxyhexane Chemical compound CCCCCCOCCCCCC BPIUIOXAFBGMNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 11
- YHCCCMIWRBJYHG-UHFFFAOYSA-N 3-(2-ethylhexoxymethyl)heptane Chemical compound CCCCC(CC)COCC(CC)CCCC YHCCCMIWRBJYHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- IIBWEWUPWKQJAW-UHFFFAOYSA-N 4-(2-propylheptoxymethyl)nonane Chemical compound CCCCCC(CCC)COCC(CCC)CCCCC IIBWEWUPWKQJAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 238000011027 product recovery Methods 0.000 claims description 5
- NLCGVHSNDMSJIL-UHFFFAOYSA-N C(CCCCC)OC(C)OCCN Chemical compound C(CCCCC)OC(C)OCCN NLCGVHSNDMSJIL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- -1 glycol ethers Chemical class 0.000 description 20
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 14
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 14
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 8
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 7
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N Dimethylamine Chemical compound CNC ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 4
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-N Triethylamine Chemical compound CCN(CC)CC ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 3
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- KANBQKFHZRKFQR-UHFFFAOYSA-N 1-(1-hexoxyethoxy)ethanamine Chemical compound C(CCCCC)OC(C)OC(C)N KANBQKFHZRKFQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QADXVXGIHZYVQI-UHFFFAOYSA-N 1-(1-methoxypropan-2-yloxy)propan-2-amine Chemical compound COCC(C)OCC(C)N QADXVXGIHZYVQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QWCGXANSAOXRFE-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxyethoxy)ethanamine Chemical compound COCCOCCN QWCGXANSAOXRFE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UPGSWASWQBLSKZ-UHFFFAOYSA-N 2-hexoxyethanol Chemical compound CCCCCCOCCO UPGSWASWQBLSKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KDSNLYIMUZNERS-UHFFFAOYSA-N 2-methylpropanamine Chemical compound CC(C)CN KDSNLYIMUZNERS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YEYKMVJDLWJFOA-UHFFFAOYSA-N 2-propoxyethanol Chemical compound CCCOCCO YEYKMVJDLWJFOA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N Ethylamine Chemical compound CCN QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N Hydrazine Chemical compound NN OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N Methylamine Chemical compound NC BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N Morpholine Chemical compound C1COCCN1 YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-N Piperidine Chemical compound C1CCNCC1 NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KAESVJOAVNADME-UHFFFAOYSA-N Pyrrole Chemical compound C=1C=CNC=1 KAESVJOAVNADME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 125000005233 alkylalcohol group Chemical group 0.000 description 2
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 2
- 150000001414 amino alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 2
- JKOSHCYVZPCHSJ-UHFFFAOYSA-N benzene;toluene Chemical compound C1=CC=CC=C1.C1=CC=CC=C1.CC1=CC=CC=C1 JKOSHCYVZPCHSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N butan-1-amine Chemical compound CCCCN HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- PAFZNILMFXTMIY-UHFFFAOYSA-N cyclohexylamine Chemical compound NC1CCCCC1 PAFZNILMFXTMIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N diethylamine Chemical compound CCNCC HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N dodecane Chemical compound CCCCCCCCCCCC SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- BKIMMITUMNQMOS-UHFFFAOYSA-N nonane Chemical compound CCCCCCCCC BKIMMITUMNQMOS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 2
- WGYKZJWCGVVSQN-UHFFFAOYSA-N propylamine Chemical compound CCCN WGYKZJWCGVVSQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- BGHCVCJVXZWKCC-UHFFFAOYSA-N tetradecane Chemical compound CCCCCCCCCCCCCC BGHCVCJVXZWKCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IIYFAKIEWZDVMP-UHFFFAOYSA-N tridecane Chemical compound CCCCCCCCCCCCC IIYFAKIEWZDVMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GETQZCLCWQTVFV-UHFFFAOYSA-N trimethylamine Chemical compound CN(C)C GETQZCLCWQTVFV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RSJKGSCJYJTIGS-UHFFFAOYSA-N undecane Chemical compound CCCCCCCCCCC RSJKGSCJYJTIGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 2
- HMNLPXRLZAGVNO-UHFFFAOYSA-N 1-(1-butoxypropan-2-yloxy)propan-2-amine Chemical compound CCCCOCC(C)OCC(C)N HMNLPXRLZAGVNO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AOLVBJWDGIIUKB-UHFFFAOYSA-N 1-(1-propoxypropan-2-yloxy)propan-2-amine Chemical compound CCCOCC(C)OCC(C)N AOLVBJWDGIIUKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WEZPLQKRXDBPEP-UHFFFAOYSA-N 1-(1-propoxypropan-2-yloxy)propan-2-ol Chemical compound CCCOCC(C)OCC(C)O WEZPLQKRXDBPEP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YMUUUOPEIQLDCQ-UHFFFAOYSA-N 1-[1-(1-butoxypropan-2-yloxy)propan-2-yloxy]propan-2-amine Chemical compound CCCCOCC(C)OCC(C)OCC(C)N YMUUUOPEIQLDCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RGEFFMAGZVTSCA-UHFFFAOYSA-N 1-[1-(1-propoxypropan-2-yloxy)propan-2-yloxy]propan-2-amine Chemical compound CCCOCC(C)OCC(C)OCC(C)N RGEFFMAGZVTSCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MFVADXSCIMPPEU-UHFFFAOYSA-N 1-butoxypropan-2-amine Chemical compound CCCCOCC(C)N MFVADXSCIMPPEU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWNUSVWFHDHRCJ-UHFFFAOYSA-N 1-butoxypropan-2-ol Chemical compound CCCCOCC(C)O RWNUSVWFHDHRCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NXMXETCTWNXSFG-UHFFFAOYSA-N 1-methoxypropan-2-amine Chemical compound COCC(C)N NXMXETCTWNXSFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XJAWOTBZMRYRLM-UHFFFAOYSA-N 1-propoxypropan-2-amine Chemical compound CCCOCC(C)N XJAWOTBZMRYRLM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LVFVRCPHJZOLAT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanamine Chemical compound CCCCOCCOCCN LVFVRCPHJZOLAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WMDZKDKPYCNCDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxypropoxy)propan-1-ol Chemical compound CCCCOC(C)COC(C)CO WMDZKDKPYCNCDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GZMAAYIALGURDQ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-hexoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCCCOCCOCCO GZMAAYIALGURDQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CUDYYMUUJHLCGZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxypropoxy)propan-1-ol Chemical compound COC(C)COC(C)CO CUDYYMUUJHLCGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XYVAYAJYLWYJJN-UHFFFAOYSA-N 2-(2-propoxypropoxy)propan-1-ol Chemical compound CCCOC(C)COC(C)CO XYVAYAJYLWYJJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-butoxyethoxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCOCCO COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BFBKUYFMLNOLOQ-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanamine Chemical compound CCCCOCCN BFBKUYFMLNOLOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 2-ethoxyethanol Chemical compound CCOCCO ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAXDZWQIWUSWJH-UHFFFAOYSA-N 3-methoxypropan-1-amine Chemical compound COCCCN FAXDZWQIWUSWJH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001174 Diethylhydroxylamine Polymers 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010797 Vapor Assisted Petroleum Extraction Methods 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical group 0.000 description 1
- 150000005215 alkyl ethers Chemical class 0.000 description 1
- QQQCWVDPMPFUGF-ZDUSSCGKSA-N alpinetin Chemical compound C1([C@H]2OC=3C=C(O)C=C(C=3C(=O)C2)OC)=CC=CC=C1 QQQCWVDPMPFUGF-ZDUSSCGKSA-N 0.000 description 1
- 150000008378 aryl ethers Chemical class 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- DIOQZVSQGTUSAI-NJFSPNSNSA-N decane Chemical compound CCCCCCCCC[14CH3] DIOQZVSQGTUSAI-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 229940028356 diethylene glycol monobutyl ether Drugs 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- WEHWNAOGRSTTBQ-UHFFFAOYSA-N dipropylamine Chemical compound CCCNCCC WEHWNAOGRSTTBQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229940083124 ganglion-blocking antiadrenergic secondary and tertiary amines Drugs 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 125000004051 hexyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- JJWLVOIRVHMVIS-UHFFFAOYSA-N isopropylamine Chemical compound CC(C)N JJWLVOIRVHMVIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- HDZGCSFEDULWCS-UHFFFAOYSA-N monomethylhydrazine Chemical compound CNN HDZGCSFEDULWCS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N n-butylhexane Natural products CCCCCCCCCC DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N oxolane-2,4-dione Chemical compound O=C1COC(=O)C1 JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 1
- 150000003138 primary alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HNJBEVLQSNELDL-UHFFFAOYSA-N pyrrolidin-2-one Chemical compound O=C1CCCN1 HNJBEVLQSNELDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003333 secondary alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 1
- 125000000547 substituted alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000003509 tertiary alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
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
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Working-Up Tar And Pitch (AREA)
Abstract
本发明涉及一种用于从来自地下位置的重油或沥青储集层去除石油产品的原位分级蒸汽提取方法。具体来说，每个注射阶段包含不同的蒸汽组合物。蒸汽组合物可基本上由蒸汽组成，或可包含一种或多种强化油采收剂。
Description
技术领域
本发明涉及一种用于从来自地下位置的重油或沥青储集层去除石油产品的原位分级蒸汽提取方法。
背景技术
从油砂采收沥青是一种具有挑战性的工作，其需要接近地下沥青，从地下砂中提取沥青，且然后将沥青从地下位置采收到地面上。存在众多用于从油砂采收沥青的方法。美国公开US2008/0139418的背景技术部分提供了许多采收方法的综述，包括露天采矿、冷流技术、周期注蒸汽(cyclic steam stimulation，CSS)、蒸汽辅助重力泄油(steam assistedgravity drainage，SAGD)及蒸气提取工艺(vapor extraction process，VAPEX)。
CSS和SAGD工艺是“热”工艺(也就是说，热方法)，其使用热蒸汽来降低地下沥青的粘度。在这些工艺中，将蒸汽沿第一井向下注入地下油砂中。蒸汽渗透砂并且通过加热油砂来降低沥青的粘度，这有助于沥青流过砂进入第一井(CSS)或第二井(SAGD)中，从所述井采收沥青。利用CSS方法，蒸汽在250℃到400℃温度下注入井中。然后使所述井保持数天或数周，在此期间，蒸汽将井周围地下环境中的沥青加热，使沥青排放到井中，并且之后，历经数周或数月从井中泵出混有冷凝蒸汽的热油。然后重复该过程。在SAGD工艺中，钻出两个水平井，一个在另一个的下方(一般相隔约五米)。将蒸汽注入上部井中，加热周围地下环境中的沥青，由此降低沥青的粘度，从而使其流入下部井中。随后将所得到的沥青与冷凝蒸汽混合物从底部井泵送到地面上。根据US公开US 2008/0139418，通过CSS从油砂储集层采收沥青的采收率通常仅为约20％至25％，而在SAGD工艺中，据报导在油砂储集层可用沥青的采收率多达约60％。
也已知一种改进的SAGD工艺。USP 6230814描述了已经变得被称为扩展溶剂的蒸汽辅助重力泄油(ES-SAGD)工艺。ES-SAGD工艺需要在SAGD型工艺中组合烃与蒸汽，由此烃可溶解地下油砂中的沥青，从而进一步降低沥青粘度，以有助于沥青排放到第二井孔中用于采收到地面上。所述参考文献鉴别出适合添加剂是具有一个到25个碳的烃。
热方法的挑战包括低采收率(原地油的40％到60％)以及高能量和水用量。提高井性能(较高油速率、较高采收率，降低的蒸汽用量)的一种方法为通过将化学剂添加到蒸汽注射流。已证明若干不同类型的化学品的可能效用，包括乙二醇醚、胺和表面活性剂，见USP 3,396,792和3,454,095；美国专利申请案第2009/0078414号和第2009/0218099号；以及美国临时申请案序列号61/806067和61/739279。然而，连续添加此类蒸汽添加剂昂贵并且不切实际。
期望的是具有改进沥青和/或重油采收率同时经济可行的蒸汽强化采收方法。
发明内容
本发明提供一种使用蒸汽组合物的原位沥青采收方法(称为分级蒸汽提取(SSE))，所述方法提供了关于当前CSS、SAGD和/或ES-SAGD方法增加重油和/或沥青采收百分比的问题的经济的解决方案。
在一个实施例中，本发明为用于从地下重油或沥青储集层原位采收石油产品的方法，其包含以下步骤：(i)在重油或沥青储集层的富油区内钻一个或多个井；(ii)将第一蒸汽组合物注入井中；(iii)从井采收石油产品；(iv)将不同于第一蒸汽组合物的第二蒸汽组合物注入井中；(v)从井采收附加石油产品；(vi)按需要用第三、第四、第五等蒸汽组合物任选地重复一个或多个注射/采收周期(步骤(iv)和(v))；(vii)确定终止石油产品采收；以及(viii)终止石油产品采收，优选地石油产品为从地下沥青储集层采收的沥青。
本发明的一个实施例为以上本文公开的方法，其中注射井和采收井为相同的井。
本发明的一个实施例为以上本文公开的方法，其中钻两个或更多个井包含以下步骤：(i)(a)在重油或沥青储集层的富油区内钻一个或多个注射井；(i)(b)钻位于重油或沥青储集层的富油区内的一个或多个生产井；(ii)(a)将第一蒸汽组合物注入注射井中；(iii)(b)从生产井采收石油产品；(iv)(a)将不同于第一蒸汽组合物的第二蒸汽组合物注入注射井中；(v)(b)从生产井采收附加石油产品；(vi)按需要用第三、第四、第五等蒸汽组合物任选地重复一个或多个注射/采收周期(步骤(iv)(a)和(v)(b))；(vii)确定终止石油产品采收；以及(viii)终止石油产品采收，优选地将一个或多个注射井水平地钻到位于富油区内的深度，并且将一个或多个生产井水平地钻到低于和基本上平行于位于富油区内的注射井的深度。
本发明的一个实施例为以上本文公开的方法，其中至少一种蒸汽组合物基本上由蒸汽组成。
本发明的一个实施例为以上本文公开的方法，其中以蒸汽和强化油采收剂总组合重量计，至少一种蒸汽组合物包含蒸汽和量为0.01wt％到10wt％的一种或多种强化油采收剂，可替代地，以蒸汽和强化油采收剂总组合重量计，每种蒸汽组合物包含蒸汽和量为0.01wt％到10wt％的一种或多种强化油采收剂，优选地，强化油采收剂为烷烃；苯；甲苯；柴油；C1到C25烃；C4到C10伯醇、C4到C10仲醇；C4到C10叔醇；烷基醇烷氧基化物；烷基酚乙氧基化物；叔炔属二醇；氨基醇；氨；伯胺；仲胺；叔胺；乙二醇；二醇醚胺；亚烷基二醇醚；阴离子表面活性剂；α烯烃磺酸酯；脂肪酸烷氧基化物；或其混合物，更优选地，强化油采收剂为单乙二醇的单己醚、二乙二醇的单己醚、三乙二醇的单己醚、单乙二醇的2-乙基己醚、二乙二醇的2-乙基己醚、三乙二醇的2-乙基己醚、单乙二醇的2-丙基庚基醚、二乙二醇的2-丙基庚基醚、三乙二醇的2-丙基庚基醚、2-和(2-己氧基-2-乙氧基)-1氨基乙烷。
附图说明
图1为示出用于石油产品的分级流提取的本发明方法的一个实施例的流程图。
图2为示出用于石油产品的分级流提取的本发明方法的另一实施例的流程图。
图3提供实验1到3中用于确定沥青提取效率的测试设备的图示。
具体实施方式
本发明的方法需要将蒸汽组合物通过井注入含重油或沥青储集层的地下位置中。地下位置期望在油砂矿藏中或接近于油砂矿藏。油砂又称为焦油砂或沥青砂。油砂是松软的砂粒，或含有砂、粘土与水的混合物的部分固结的沙岩，其包括沥青。加拿大、哈萨克斯坦及俄罗斯都含有大量的油砂矿藏。当应用到油砂时，本发明的方法通过将蒸汽组合物分级注入地下油沙沉积物中以增加沥青与单独蒸汽的流动性从在地下位置的油砂的其它组分提取沥青，从而实现将沥青从油砂组分更快排出并且最终通过泵送采收到地面上。本发明的方法首次避免了如露天采矿方法中所需的那样，必须从地下移出油砂，以便从移出的油砂中提取沥青。取而代之的是，本发明从油砂原位(即在油砂的地下位置中)提取沥青。
本发明的蒸汽组合物包含蒸汽和/或蒸汽和强化油采收剂。蒸汽组合物期望在足以提供蒸汽组合物的温度和压力下注射，在150℃或更高，优选180℃或更高的温度下，并且同时期望300℃或更低，优选260℃或更低的温度。
蒸汽组合物中的蒸汽可为过热蒸汽、饱和蒸汽、不到100％质量的蒸汽或其任何组合。“过热蒸汽”是温度超过水的蒸气-液体平衡点的蒸汽。“饱和蒸汽”与100％质量的蒸汽同义。蒸汽的质量是蒸汽中液体水相的存在量的特征。100％质量蒸汽存在0％的液相水。“低于100％质量的蒸汽”存在液体水。低于100％质量蒸汽的蒸汽组合物可包括从进料蒸汽进料和液体水相进料一起的所得组合物。
强化油采收剂为已知的，例如见USP 3,396,792；3,454,095；3,782,472；3,902,557；5,110,487；6,225,263；6,230,814和7,938,183；美国公开第2009/0078414号；第2009/0218099号；以及第2013/0081808号；以及美国临时申请案序列号61/806067和61/739279，其全部以引用的方式全文并入本文中。用作强化油采收剂的一类普通的化合物为表面活性剂。然而，改进石油产品采收的任何强化油采收剂适合于本发明的方法，例如(不限于)烷烃；苯；甲苯；柴油；C1到C25烃；C4到C10伯醇、仲醇和叔醇；烷基醇烷氧基化物，如醇乙氧基化物、醇丙氧基化物、醇丙氧基化物乙氧基化物和烷基酚乙氧基化物；叔炔属二醇，包括叔炔属二醇乙氧基化物；氨基醇，包括单乙醇胺(MEA)、二乙醇胺(DEA)或三乙醇胺(TEA)；氨；胺，包括伯胺、仲胺和叔胺；二醇，如乙二醇和丙二醇及其衍生物；二醇醚胺；亚烷基二醇醚；阴离子表面活性剂，如烷基芳基苯；α烯烃磺酸酯；脂肪酸烷氧基化物；及其混合物。优选的强化油采收剂为单乙二醇的单己醚、二乙二醇的单己醚、三乙二醇的单己醚、单乙二醇的2-乙基己醚、二乙二醇的2-乙基己醚、三乙二醇的2-乙基己醚、单乙二醇的2-丙基庚基醚、二乙二醇的2-丙基庚基醚、三乙二醇的2-丙基庚基醚、2-和(2-己氧基-2-乙氧基)-1氨基乙烷。
适用作强化油采收剂的烃包括(但不限于)C1到C25烃及其组合。合适的C1到C25烃的实例包括(但不限于)甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、戊烷、己烷、庚烷、辛烷、壬烷、癸烷、十一烷、十二烷、十三烷、十四烷、稀释剂、煤油、石脑油及其组合。
另一种合适的强化油采收剂为氨或一种或多种胺。合适的胺包括具有在大气压下沸点不超过135℃和至少5.0的pKa的任何胺。在另一个实施例中，胺为具有在大气压下沸点不超过145℃和至少4.95的pKa的任何胺。示例性胺包括(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。具有低沸点和比较高pKa的胺，如二甲胺(BP：-1.7℃；pKa＝10.68)在本发明的一些实施例中可为期望的。
另一种合适的强化油采收剂为二醇醚胺。此类二醇醚胺通过以下结构描述：
R-(OC2H4)x-NH2
或
R-(OCH2CH(CH3))y-NH2
其中R为C1到C6烷基或苯基，并且x和y独立地为1到3。
优选二醇醚胺的实例优选二醇醚胺，为2-丁氧基-1-氨基乙烷；2-(2-甲氧基乙氧基)-1-氨基乙烷；2-(2-丁氧基乙氧基)-1-氨基乙烷；1-甲氧基-2-氨基丙烷；1-丙氧基-2-氨基丙烷；1-丁氧基-2-氨基丙烷；1-(2-甲氧基-1-甲基乙氧基)-2-氨基丙烷；1-(2-丙氧基-1-甲基乙氧基)-2-氨基丙烷；1-(2-丁氧基-1-甲基乙氧基)-2-氨基丙烷；1-[2-(2-丙氧基-1-甲基乙氧基)-1-甲基乙氧基]-2-氨基丙烷；或1-[2-(2-丁氧基-1-甲基乙氧基)-1-甲基乙氧基]-2-氨基丙烷，更优选2-(2-甲氧基乙氧基)-1-氨基乙烷或1-(2-甲氧基-1-甲基乙氧基)-2-氨基丙烷。
另一种合适的强化油采收剂为亚烷基二醇醚。亚烷基二醇醚期望在当将蒸汽组合物注入如上文所描述的井中时的温度、压力和环境下是易挥发的。优选地，亚烷基二醇醚与水形成共沸物，以便优化在蒸汽中的分散和输送效率。
合适的亚烷基二醇醚具有以下化学式：
H(OR1)nOR2
其中：
R1在本文中称为亚烷基单元或简称为亚烷基，
OR1称为亚烷基二醇单元，
R2称为烷基或芳基并且OR2为烷基醚组分或芳基醚组分。R2可为纯烷基、纯芳基，或其可为包含除碳和氢外的元素的被取代的烷基或芳基。在此说明中，“纯”意指仅由碳和氢组成。通常，R2由碳原子和氢原子组成，
并且
n等于一或更大，同时在最广泛范围中对于n不存在已知上限，期望n为10或更小，优选8或更小，再更优选6或更小，甚至更优选4或更小，并且可为3或更小，甚至2或更小，并且n可为一。
合适的亚烷基二醇醚的具体实例包括以下中任一种或超过一种的任何组合：丙二醇正丁基醚(如DOWANOLTMPnB二醇醚，DOWANOL是陶氏化学公司(The Dow ChemicalCompany)的商标)、二丙二醇甲基醚(如DOWANOL DPM二醇醚)、二丙二醇正丙基醚(如DOWANOL DPnP二醇醚)、丙二醇正丙基醚(如DOWANOL PnP二醇醚)、二丙二醇正丁基醚(如DOWANOL DPnB二醇醚)、乙二醇单己醚(例如Hexyl CELLOSOLVETM溶剂，CELLOSOLVE是陶氏化学公司的商标)、乙二醇单正丙基醚(如propyl CELLOSOLVE Solvent)、二乙二醇单己醚、乙二醇单正丙基醚(如Propyl CELLOSOLVE Solvent)、二乙二醇单己醚(如Hexyl CARBITOLTMSolvent，CARBITOL是陶氏化学公司的商标)、二乙二醇单丁基醚(如Butyl CARBITOLSolvent)及三乙二醇单丁基醚。
如本文所用，术语蒸汽组合物包含蒸汽(即，气化的水无有意添加的化合物，也称为主要由蒸汽组成)和包含一种或多种有意添加的化合物(如一种或多种强化油采收剂)的蒸汽。如果强化油采收剂用于本发明的蒸汽组合物，那么实现重油和/或沥青提取的改进超过单独蒸汽的蒸汽组合物中所需强化油采收剂的量可出人意料地低。蒸汽组合物可含有少到0.01重量％(wt％)的强化油采收剂，并且仍展示沥青提取的改进超过在相同方法中使用单独蒸汽。通常，蒸汽组合物含有0.05wt％或更多，更通常0.1wt％或更多，更通常0.2wt％或更多，并且可含有0.3wt％或更多、0.4wt％或更多，或0.5wt％或更多的强化油采收剂。同时，蒸汽组合物可含有25wt％或更少，又优选含有10wt％或更少，更优选7wt％或更少，又更优选5wt％或更少，并且可含有4wt％或更少的强化油采收剂。过量的强化油采收剂使所述方法的成本增加，因此从成本的观点看，较低浓度的强化油采收剂是期望的。强化油采收剂的wt％以蒸汽和强化油采收剂的总组合重量计。
在最广泛的范围内，本发明与如何形成蒸汽组合物无关。举例来说，强化油采收剂的水溶液可沸腾以产生蒸汽组合物，强化油采收剂(无溶剂或以水溶液)可被引入到蒸汽，强化油采收剂可被脉冲引入到蒸汽中，或其任何组合。
在将蒸汽组合物注入含重油或沥青的地下位置中之后，所述方法进一步包括从地下位置将石油产品，例如沥青提取到地面上。蒸汽组合物用以使沥青变得可流动，从而使其能从地下泵送到地面上。本发明的方法可采取周期注蒸汽(CSS)方法的形式，其中沥青是从注入蒸汽组合物的相同井泵出；蒸汽辅助重力泄油(SAGD)形式，其中沥青是从不是通过其将蒸汽组合物注入到地中的井的第二井泵出；或CSS和SAGD型方法的可能组合的形式。
本发明的方法可应用到现有井和/或新型井，图1。在选择的位置102，将现有或新型的井钻到重油或沥青储集层的富油区。可垂直、水平、多侧向、以倾斜或其任何组合钻104井或多个井，或任何延长达到井。将蒸汽组合物注入106注射井中，并且包含石油产品的热流体和其它组分如(但不限于)冷凝物和气体流出生产井108。注射井可为与生产井相同或不同的井。
本发明的方法涉及不同蒸汽组合物的多次或分级注射。最初，注射106第一蒸汽组合物，采收108石油产品，注射110第二蒸汽组合物，并且采收112石油产品。在采收石油产品之后，接着确定第二蒸汽注射生产采收率以看它是否经济继续生产114。如果答案为“是”(步骤114)，那么然后所述方法可再次在步骤110开始，其中将第三蒸汽组合物注入注射井中。只要生产为经济的，就可多次重复注射/采收周期(114到110)。每个后续时间，重复注射/采收周期，使用不同蒸汽组合物，例如第三、第四、第五、第六、第七、第八、第九、第十等蒸汽组合物用于第三、第四、第五、第六、第七、第八、第九、第十等周期。一旦生产降低低于经济速率，终止生产(决策步骤114的“否”分支)。
在本发明的一个实施例中，相同的井用于注射和生产。在此实施例中，通过相同井，在第一和第二蒸汽组合物注射之间以及在第二蒸汽组合物注射之后，将两种或更多种不同蒸汽组合物依次注入井中，并且采收石油产品。然后作出是否重复注射/采收周期/重复注射/采收周期多少次的决策，直至确定生产速率不经济然后结束生产。
在本发明的另一个实施例中，使用两个或更多个井，其中一个或多个第一井用于注射，并且一个或多个第二井用于采收，图2。在此实施例中，将第一蒸汽组合物注入第一井或注射井中，接着通过第二井或生产井采收石油产品，然后将不同于第一蒸汽组合物的第二蒸汽组合物注入注射井，接着从生产井采收石油产品。然后作出是否重复注射/采收周期/重复注射/采收周期多少次的决策，直至确定生产速率不经济然后结束生产。
在包含使用一个或多个井的本发明的实施例中，垂直钻井(CSS)。
在包含使用一个或多个注射井和一个或多个生产井的本发明的另一个实施例中，将一个或多个注射井水平地钻(例如SAGD)到位于富油区内的深度，并且将一个或多个生产井水平地钻到低于，并且优选基本上平行于位于富油区内的一个或多个注射井的深度。
众所周知，单独蒸汽或包含不同强化油采收剂的蒸汽组合物可展示在提供来自地下重油和沥青储集层的石油产品的增加原位比率的不同水平的效力。出人意料地，我们已发现不同蒸汽组合物(包含不同强化油采收剂或不同浓度的相同强化油采收剂)展示根据油饱和的程度(例如，存在于岩层中的重油或沥青的量)提取石油产品的不同效率。另外，我们己发现不同蒸汽组合物的分级注射(例如，在井的寿命内的不同时间点注射)可通过需要较少蒸汽组合物注射和/或通过在井寿命结束时采收整体较高百分比石油产品来最大化从重油或沥青储集层的石油产品采收。
可期望的是在第一蒸汽组合物中的第一强化油采收剂具有与在第二蒸汽组合物中的第二强化油采收剂不同的挥发性。
在本发明的一个实施例中，第一强化油采收剂具有低于第二强化油采收剂的挥发性的挥发性。
在本发明的另一个实施例中，第一强化油采收剂的挥发性与第二强化油采收剂的挥发性相同。
在本发明的又一个实施例中，第一增强油试剂的挥发性低于第二强化油采收剂的挥发性。举例来说，随着蒸汽室成熟，例如尺寸生长，随着注入后续蒸汽组合物，可期望在后续蒸汽组合物中的强化油采收剂挥发性更强。更大挥发性可实现强化油采收剂在整个蒸汽室中和/或在蒸汽室上的更大移动性以到达边缘，其中在更成熟室中的大多数沥青采收为期望的。
根据本发明的方法，随时间推移的油生产速率可通过将总蒸汽组合物注射相划分成两阶段或更多阶段来改进，其中对于每个阶段，选择不同强化油采收剂或具有不同浓度的相同强化油采收剂。当仅使用一种强化油采收剂用于注射时，可在给定阶段中在储集层中期望的油饱和的范围下基于其用于增强油在多孔介质中排出的性能选择强化油采收剂或浓度。强化油采收剂可为单一化学化合物或旨在通过不同机理(例如，沥青-水界面张力(IFT)、砂表面的润湿等)增强沥青生产的两种或更多种化学化合物的共混物。
本发明的一个具体实施例是使用在高油饱和下更有效的添加剂作为井启动剂(在在压回地层压井期间或恰在完成蒸汽再循环之后)，并且在已建立蒸汽室之后切换成在较低油饱和下更有效的另一种添加剂。
本发明的另一实施例是在已经用SAGD处理一定时间的储集层中使用包含一种或多种强化油采收剂的蒸汽组合物，在此情况下，可在两阶段或更多阶段上将从中等到低油饱和最有效的蒸汽组合物依次注入。
本发明的另一个实施例为注射具有在较高油饱和下注射的较低浓度的强化油采收剂的蒸汽组合物，接着随时间推移岩层中油饱和降低，以较高浓度注射相同强化油采收剂。
流经多孔介质主要通过重力和毛细管力的竞争影响引导。虽然重力有利于油的流动并且从而有利于采收，但是毛细管效应倾向于延迟油的流动。不束缚于特定理论，我们认为在较高油饱和下，重力占优势，并且更易于油流经多孔储集层岩层。添加强化油采收剂可通过改变在沥青-水-砂系统中的相互作用机理降低毛细管效应(例如降低IFT)，这可导致与当不使用试剂时相比更好的石油产品采收。随时间推移，油饱和降低，并且由于(a)断开砂表面上的薄油膜片和(b)滞留在较小尺寸的孔中，较大部分的未采收的油保留在储集层岩层中。从膜采收油可经由小尺寸的油滴汽提和形成进行，小尺寸的油滴最终夹带在向下流动冷凝水流中并且被采收。已知液滴大小将直接与IFT有关，这意味着较小尺寸滴的形成将需要更大的IFT的降低。在较低油饱和下，这使更好IFT降低成为必要从而从更薄油膜采收油。IFT的降低可通过增加添加剂浓度或通过使用不同添加剂。
为了帮助在低油饱和下从膜采收石油产品，有利地降低油-砂相互作用(即，改变可湿性)的强化油采收剂还可与降低IFT的添加剂协同使用。类似地，在低油饱和下，滞留在较小孔中的油可通过降低IFT和/或改变砂表面的可湿性采收。降低IFT和/或适当改变沙可湿性使水更好地渗透较小尺寸的孔喉并且挤出任何滞留的油。因此，随时间推移的油生产速率将期望通过将总添加剂注射相划分成两阶段或更多阶段改进，其中对于每个阶段选择不同添加剂或具有不同浓度的相同添加剂。
实例
用于实例1到6的油砂为来自艾伯塔科技创新研究院(Alberta InnovatesTechnology Futures)样品组的高级开采油砂。存在于油砂(原地原始油-OOIP)沥青的量为总油砂的12.5重量％。孔隙度并且从而砂包的油饱和取决于压缩的水平。以重量计给定相同OOIP，由于较小孔隙体积被较大部分的油占据，更紧凑的床将具有较高油饱和。
这些实例使用了与图3中所图示类似的设置来模拟蒸汽辅助的从油砂中提取沥青。溶液罐1容纳水溶液，其通过管线2经由泵3泵送入温控蒸汽发生器4以产生在期望压力(通过压力表6监测)和温度(通过热电偶8监测)下的蒸汽组合物，其然后通过管线5被引导到岩心夹持器10。管线5包含通风口7和爆破片9。水或添加剂溶液的流动速率保持恒定在4.5ml/min。
岩心夹持器10具有带有限定通过的入口开口14的盖12和带有限定通过的出口开口18的相对底部16。在容器10内按顺序放置以下物质：在底部16上的筛20以便覆盖出口开口18，在筛20上的100克油砂30，覆盖油砂30的筛22，覆盖筛22的一层玻璃珠粒40，覆盖玻璃珠粒40的筛24以及处于压缩并且设置在盖12和筛24之间的弹簧50，以便将容器10的内容物保持在适当位置。加热器60位于容器10周围，以便在实验期间将油砂30加热到蒸汽饱和温度。
为了模拟在不同采收阶段下的油砂形成，在岩心夹持器10内将油砂床30压紧到不同高度。使用具有负荷框架和荷重计的INSTRONTM压缩装置(在图3中未示出)实现压紧。将力以固定速率施加到油沙床30直到达到期望的力并且然后保持30分钟。对于实例1到6，模拟三种不同饱和：1)手动填料产生4.8cm的床高度，对应于总油砂的39重量％的油饱和，2)使用1 kN(235 lbf)的荷重计，实现4.55cm的床高度，对应于总油砂的45重量％的油饱和，以及3)使用较高荷重计，实现4.2cm的床高度，这对应于总油砂的53重量％的油饱和。
为了模拟油采收，将蒸汽组合物注入入口开口14中并且将注射压力维持在0.8兆帕(MPa)下一小时，且然后将压力增加到1.6MPa再维持一小时。在每一阶段期间，将加热器60设置到饱和温度。通过出口开口18从容器10收集排放物。
以4.5ml/min(液体水相等的体积)将蒸汽组合物注入开口14中。在实例中，用于生成蒸汽的水溶液不包含强化油采收剂(例如，仅为水)或水和4000ppm作为强化油采收剂的二乙二醇的单己醚。对于实例1到6的蒸汽组合物的组成在表1中给出。
在过程中的两点处确定沥青采收率％。基于在过程的前20分钟内收集的排放物中油的量确定初始采收率重量％。基于在整个两小时过程内收集的排放物中沥青的量确定最终采收率重量％。通过甲苯提取排放物，确定在每个时间间隔提取的沥青的量。甲苯提取法包括将甲苯与排放物混合物混合，分离出甲苯层，蒸发甲苯以分离出提取的沥青，并且然后称重提取的沥青。对于过程中的两点，通过将提取的沥青的组合重量除以在原始油砂材料中的沥青的重量，确定沥青采收率％。通过对具有已知重量的原始油砂样品进行甲苯提取，确定原始油砂中沥青的重量。根据油砂样品的已知重量和在甲苯提取中提取的沥青的重量，通过将提取的沥青重量除以已知的油沙重量并且乘以100容易计算在油沙中的沥青重量％。该值可通过在注射蒸汽组合物之前首先测量油沙的重量用于确定用于实验的油沙中有多少沥青。
表1提供对于实例1到6的结果。
表1
| 实例 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 蒸汽组合物 | ||||||
| 二乙二醇的单己醚，ppm | 0 | 4000 | 0 | 4000 | 0 | 4000 |
| 油采收率，％ | ||||||
| 在39wt％下 | 25 | 33 | ||||
| 在45wt％下 | 35 | 47 | ||||
| 在53wt％下 | 46 | 39 |
没有强化油采收剂的蒸汽组合物(实例1、3和5)的单调油采收趋势与基于油-水相对渗透性曲线期望的一致。包含增强油采收率试剂的实例2、4和6的最大油采收趋势是出乎意料的，并且示出了存在对于添加剂与岩层的油饱和度的理想性能范围。
Claims (7)
1.一种用于从地下重油或沥青储集层原位采收石油产品的方法，其包含以下步骤：
(i)在重油或沥青储集层的富油区内钻一个或多个井；
(ii)将第一蒸汽组合物注入井中；
(iii)从井采收所述石油产品；
(iv)将不同于所述第一蒸汽组合物的第二蒸汽组合物注入井中；
(v)从井采收附加石油产品；
(vi)按需要用第三、第四、第五蒸汽组合物任选地重复一个或多个注射/采收周期(步骤(iv)和(v))；
(vii)确定终止石油产品采收；以及
(viii)终止石油产品采收；
其中以蒸汽和强化油采收剂的总组合重量计，每种蒸汽组合物由蒸汽和量为0.01wt％到10wt％的一种或多种强化油采收剂组成；并且其中所述一种或多种强化油采收剂为单乙二醇的单己醚、二乙二醇的单己醚、三乙二醇的单己醚、单乙二醇的2-乙基己醚、二乙二醇的2-乙基己醚、三乙二醇的2-乙基己醚、单乙二醇的2-丙基庚基醚、二乙二醇的2-丙基庚基醚、三乙二醇的2-丙基庚基醚、或2-(2-己氧基-2-乙氧基)-1氨基乙烷。
2.根据权利要求1所述的方法，其中注射井和采收井为相同的井。
3.根据权利要求1所述的方法，其中钻两个或更多个井包含以下步骤：
(i)(a)在重油或沥青储集层的富油区内钻一个或多个注射井；
(i)(b)钻位于所述重油或沥青储集层的所述富油区内的一个或多个生产井；
(ii)(a)将所述第一蒸汽组合物注入注射井中；
(iii)(b)从生产井采收所述石油产品；
(iv)(a)将不同于所述第一蒸汽组合物的所述第二蒸汽组合物注入所述注射井中；
(v)(b)从所述生产井采收附加石油产品；
(vi)按需要用第三、第四、第五蒸汽组合物任选地重复一个或多个注射/采收周期(步骤(iv)(a)和(v)(b))；
(vii)确定终止石油产品采收；以及
(viii)终止石油产品采收。
4.根据权利要求3所述的方法，其中将所述一个或多个注射井水平地钻到位于所述富油区内的深度，并且将所述一个或多个生产井水平地钻到低于和基本上平行于位于所述富油区内的所述注射井的深度。
5.根据权利要求1到4中任一项所述的方法，其中至少一种蒸汽组合物基本上由蒸汽组成。
6.根据权利要求1所述的方法，其中所述第一蒸汽组合物包含第一强化油采收剂，并且所述第二蒸汽组合物包含第二强化油采收剂，其中所述第一强化油采收剂具有与所述第二强化油采收剂不同的挥发性。
7.根据权利要求1所述的方法，其中所述石油产品为从地下沥青储集层采收的沥青。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201461968480P | 2014-03-21 | 2014-03-21 | |
| US61/968480 | 2014-03-21 | ||
| PCT/US2015/021253 WO2015143034A1 (en) | 2014-03-21 | 2015-03-18 | Staged steam extraction of in situ bitumen |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN106164412A CN106164412A (zh) | 2016-11-23 |
| CN106164412B true CN106164412B (zh) | 2020-05-12 |
Family
ID=52988404
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201580013105.3A Active CN106164412B (zh) | 2014-03-21 | 2015-03-18 | 原位沥青的分级蒸汽提取 |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10400564B2 (zh) |
| CN (1) | CN106164412B (zh) |
| AU (1) | AU2015231341B2 (zh) |
| CA (1) | CA2942512C (zh) |
| MX (1) | MX2016011677A (zh) |
| NO (1) | NO20161262A1 (zh) |
| RU (1) | RU2703059C2 (zh) |
| WO (1) | WO2015143034A1 (zh) |
Families Citing this family (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2017205179A1 (en) * | 2016-05-26 | 2017-11-30 | Dow Global Technologies Llc | Enhanced steam extraction of bitumen from oil sands |
| CN109312234A (zh) * | 2016-06-21 | 2019-02-05 | 陶氏环球技术有限责任公司 | 用于蒸汽提取沥青的组合物 |
| EA201990322A1 (ru) * | 2016-07-18 | 2019-06-28 | ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи | Способ извлечения битума из нефтеносных песков с использованием ароматических аминов |
| WO2018111342A1 (en) * | 2016-12-14 | 2018-06-21 | Dow Global Technologies Llc | Amine composition for steam extraction of bitumen |
| CA3063394A1 (en) * | 2017-05-12 | 2018-11-15 | Dow Global Technologies Llc | Method for steam extraction of bitumen |
| 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 |
| EA039889B1 (ru) * | 2017-10-06 | 2022-03-23 | Дау Глоубл Текнолоджиз Ллк | Композиция, содержащая алканоламин и простой эфир гликоля, предназначенная для улучшенного извлечения битума |
| CA2983541C (en) | 2017-10-24 | 2019-01-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for dynamic liquid level monitoring and control |
| EA202190093A1 (ru) | 2018-06-29 | 2021-05-18 | Дау Глоубл Текнолоджиз Ллк | Добавки, предназначенные для улучшенного извлечения битума |
| WO2020086369A1 (en) * | 2018-10-26 | 2020-04-30 | Ecolab Usa Inc. | Additives for steam-injection oil recovery |
| WO2024020919A1 (en) | 2022-07-28 | 2024-02-01 | Dow Global Technologies Llc | Compositions for cleaning metals |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3454095A (en) * | 1968-01-08 | 1969-07-08 | Mobil Oil Corp | Oil recovery method using steam stimulation of subterranean formation |
| US6357526B1 (en) * | 2000-03-16 | 2002-03-19 | Kellogg Brown & Root, Inc. | Field upgrading of heavy oil and bitumen |
| CN101139923A (zh) * | 2007-10-17 | 2008-03-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 二氧化碳辅助蒸汽驱开发深层稠油油藏方法 |
| CN103541705A (zh) * | 2012-07-11 | 2014-01-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 超稠油油藏蒸汽驱的高温堵调设备和高温堵调方法 |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3396792A (en) | 1966-04-01 | 1968-08-13 | Magna Corp | Process for recovery of petroleum by steam stimulation |
| CA1061713A (en) | 1977-06-09 | 1979-09-04 | David A. Redford | Recovering bitumen from subterranean formations |
| US4127172A (en) * | 1977-09-28 | 1978-11-28 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Viscous oil recovery method |
| RU2067168C1 (ru) * | 1994-01-05 | 1996-09-27 | Государственное научно-производственное предприятие "Пилот" | Способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины |
| US6230814B1 (en) | 1999-10-14 | 2001-05-15 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Process for enhancing hydrocarbon mobility using a steam additive |
| US20080139418A1 (en) | 2000-09-28 | 2008-06-12 | United Energy Corporation | Method for extracting heavy oil and bitumen from tar sands |
| CA2462359C (en) * | 2004-03-24 | 2011-05-17 | Imperial Oil Resources Limited | Process for in situ recovery of bitumen and heavy oil |
| CA2672487C (en) | 2006-12-13 | 2013-12-31 | Stephen Richard Larter | Preconditioning an oilfield reservoir |
| US20090078414A1 (en) | 2007-09-25 | 2009-03-26 | Schlumberger Technology Corp. | Chemically enhanced thermal recovery of heavy oil |
| US7938183B2 (en) | 2008-02-28 | 2011-05-10 | Baker Hughes Incorporated | Method for enhancing heavy hydrocarbon recovery |
| CA3160859A1 (en) | 2011-09-30 | 2013-03-30 | Cenovus Energy Inc. | Hydrocarbon recovery from bituminous sands with injection of surfactant vapour |
| BR112015011077A2 (pt) | 2012-12-19 | 2017-07-11 | Dow Global Technologies Llc | processo de recuperação de betume |
| US9739124B2 (en) | 2013-03-28 | 2017-08-22 | Dow Global Technologies Llc | Enhanced steam extraction of in situ bitumen |
| CA2868560C (en) * | 2013-10-23 | 2021-10-19 | Cenovus Energy Inc. | Single horizontal well thermal recovery process |
-
2015
- 2015-03-18 CN CN201580013105.3A patent/CN106164412B/zh active Active
- 2015-03-18 RU RU2016141265A patent/RU2703059C2/ru active
- 2015-03-18 US US15/115,293 patent/US10400564B2/en active Active
- 2015-03-18 MX MX2016011677A patent/MX2016011677A/es unknown
- 2015-03-18 WO PCT/US2015/021253 patent/WO2015143034A1/en active Application Filing
- 2015-03-18 CA CA2942512A patent/CA2942512C/en active Active
- 2015-03-18 AU AU2015231341A patent/AU2015231341B2/en not_active Ceased
-
2016
- 2016-08-01 NO NO20161262A patent/NO20161262A1/en not_active Application Discontinuation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3454095A (en) * | 1968-01-08 | 1969-07-08 | Mobil Oil Corp | Oil recovery method using steam stimulation of subterranean formation |
| US6357526B1 (en) * | 2000-03-16 | 2002-03-19 | Kellogg Brown & Root, Inc. | Field upgrading of heavy oil and bitumen |
| CN101139923A (zh) * | 2007-10-17 | 2008-03-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 二氧化碳辅助蒸汽驱开发深层稠油油藏方法 |
| CN103541705A (zh) * | 2012-07-11 | 2014-01-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 超稠油油藏蒸汽驱的高温堵调设备和高温堵调方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20170241250A1 (en) | 2017-08-24 |
| CA2942512C (en) | 2022-07-19 |
| CA2942512A1 (en) | 2015-09-24 |
| CN106164412A (zh) | 2016-11-23 |
| RU2016141265A3 (zh) | 2018-11-20 |
| NO20161262A1 (en) | 2016-08-01 |
| AU2015231341A1 (en) | 2016-10-27 |
| RU2016141265A (ru) | 2018-04-24 |
| US10400564B2 (en) | 2019-09-03 |
| MX2016011677A (es) | 2017-01-09 |
| WO2015143034A1 (en) | 2015-09-24 |
| RU2703059C2 (ru) | 2019-10-15 |
| AU2015231341B2 (en) | 2019-01-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106164412B (zh) | 原位沥青的分级蒸汽提取 | |
| CA2796663C (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| Zhou et al. | The dominant mechanism of enhanced heavy oil recovery by chemical flooding in a two-dimensional physical model | |
| US9200192B2 (en) | Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons | |
| US9777566B2 (en) | Methods for separating oil and/or gas mixtures | |
| RU2685007C2 (ru) | Усовершенствованная паровая экстракция in situ битума | |
| EP2794810B1 (en) | Oil recovery process | |
| WO2014200801A1 (en) | Enhanced oil recovery method | |
| EA028262B1 (ru) | Способ и система извлечения нефти | |
| EP2867456A1 (en) | Petroleum recovery process and system | |
| Maroufi et al. | Experimental investigation of wettability effect and drainage rate on tertiary oil recovery from fractured media | |
| RU2574645C2 (ru) | Системы и способы добычи нефти и/или газа | |
| Mathews | INVESTIGATION OF ENVIRONMENTALLY FRIENDLY SOLVENTS FOR THE RECOVERY OF HEAVY OIL AND BITUMEN |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |