DE1267185B - Process for the extraction of liquid hydrocarbons from an underground storage facility - Google Patents
Process for the extraction of liquid hydrocarbons from an underground storage facilityInfo
- Publication number
- DE1267185B DE1267185B DEP1267A DE1267185A DE1267185B DE 1267185 B DE1267185 B DE 1267185B DE P1267 A DEP1267 A DE P1267A DE 1267185 A DE1267185 A DE 1267185A DE 1267185 B DE1267185 B DE 1267185B
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- temperature
- natural gas
- pressure
- deposit
- mixture
- 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
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 36
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 23
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 23
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 title description 8
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 62
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 32
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 28
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 21
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 28
- 238000010587 phase diagram Methods 0.000 description 11
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 9
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 7
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 6
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 3
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 2
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000011549 displacement method Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000002389 environmental scanning electron microscopy Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
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)
Description
DEUTSCHESGERMAN
PATENTAMTPATENT OFFICE
AUSLEGESCHRIFTEDITORIAL
Int. Cl.:Int. Cl .:
E21bE21b
Deutsche Kl.: Sa-43/24 German class: Sa- 43/24
Nummer: 1267185Number: 1267185
Aktenzeichen: P 12 67 185.1-24File number: P 12 67 185.1-24
Anmeldetag: 11. März 1966 Filing date: March 11, 1966
Auslegetag: 2. Mai 1968Open date: May 2, 1968
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Gewinnung von flüssigen Kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen Öllagerstätte, wonach in die Lagerstätte eine ausreichende Menge Erdgas mit Methan als Hauptbestandteil bei erhöhter Temperatur und erhöhtem Druck eingeleitet wird, wobei infolge eines kombinierten thermischen und Lösungseffekts organische Bestandteile aus der mit dem Erdgas in Berührung kommenden Lagerstätte freigesetzt werden und das Erdgas die Lagerstätte durchdringt, nach Patentanmeldung E 30880 VIa/5 a (deutsche Auslegeschrift 1 245 290).The invention relates to a method for obtaining liquid hydrocarbons from a underground oil deposit, according to which in the deposit a sufficient amount of natural gas with methane is introduced as the main component at elevated temperature and pressure, as a result of a Combined thermal and dissolving effect, organic components come into contact with the natural gas coming deposit are released and the natural gas penetrates the deposit, according to patent application E 30880 VIa / 5 a (German Auslegeschrift 1 245 290).
Die Hauptpatentanmeldung betrifft demnach ein Sekundär- bzw. Tertiärverfahren zur Ausbeutung von Öllagerstätten.The main patent application therefore relates to a secondary or tertiary process for the exploitation of Oil deposits.
Aufgabe der vorliegenden Zusatzerfindung ist eine solche Steuerung der Verfahrensgrößen, daß man bei einem möglichst geringen Energiebedarf für die Zufuhr des Erdgases eine Optimierung der Ausbeute erhält.The object of the present additional invention is such a control of the process variables that one with the lowest possible energy requirement for the supply of the natural gas an optimization of the yield receives.
Diese Aufgabe wird nach der Erfindung dadurch gelöst, daß die Temperatur des eingeleiteten Erdgases oberhalb des Taupunktes und oberhalb der kritischen Gemischtemperatur des zu gewinnenden Kohlenwasserstoffgemisches und der Druck mindestens auf dem Wert des kritischen Gemischdruckes gehalten wird.This object is achieved according to the invention in that the temperature of the natural gas introduced above the dew point and above the critical mixture temperature of the hydrocarbon mixture to be obtained and the pressure is kept at least at the value of the critical mixture pressure.
Die Temperatur des eingepreßten Gases liegt nach dem Vorschlag der Erfindung zwischen 150 und 5380C. Nach einer Weiterbildung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird die Temperatur des wieder eingeleiteten Erdgases im Maße des Absmkes des Taupunktes herabgesetzt.The temperature of the gas is pressed by the proposal of the invention 150-538 0 C. According to a development of the method the temperature of the natural gas again introduced in the dimensions of the Absmkes the dew point is decreased.
Bei der isothermen Druckförderung ist bekanntlich die Gasausbeute mehrfach größer als die Ausbeute bei Druckförderung einer Öllagerstätte. Dies gilt insbesondere bei Ölträgern mit geringer Permeabilität und/oder bei hochviskosen ölen. Bei Gaslagern kann man eine nahezu 100%ige Ausbeute erhalten. Es wurde bereits vorgeschlagen, Erdgas unter Druck zur Mischungsverdrängung der Restkohlenwasserstoffe im Anschluß an die Primärstufe zu verwenden (Paper No. 909-G, AIME, »Petroleum Vaporization Recovery by High Pressure Gas Injection«, C. L. Barney, Oktober 1957). Bei diesem bekannten Verfahren ergeben sich jedoch ungünstig hohe Drucke, die sich nicht immer in der Praxis einhalten lassen.With isothermal pressure delivery, the gas yield is known to be several times greater than the yield when pumping an oil reservoir under pressure. This applies in particular to oil carriers with low permeability and / or in the case of highly viscous oils. A nearly 100% yield can be obtained with gas bearings. It it has already been proposed to use natural gas under pressure to displace the residual hydrocarbons to be used after the primary stage (Paper No. 909-G, AIME, »Petroleum Vaporization Recovery by High Pressure Gas Injection ", C. L. Barney, October 1957). In this known method However, this results in unfavorably high pressures which cannot always be maintained in practice.
In der Hauptpatentanmeldung ist zwar bereits die Einleitung von erhitztem Erdgas vorgeschlagen, doch
erstrebt die Erfindung eine weitgehende Verbesserung der Verfahrensbedingungen.
Die wesentlichen Vorteile liegen in der Erhöhung Verfahren zur Gewinnung von flüssigen
Kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen
ÖllagerstätteAlthough the main patent application already proposes the introduction of heated natural gas, the invention aims to improve the process conditions to a large extent.
The main advantages lie in the increase process for the extraction of liquid
Hydrocarbons from an underground
Oil deposit
Zusatz zur Anmeldung: E 30880 VI a/5 a-Ausleaeschrift 1245 290Addition to registration: E 30880 VI a / 5 a-Ausleaeschrift 1245 290
Anmelder:Applicant:
Equity Oil Company,Equity Oil Company,
Salt Lake City, Utah (V. St. A.)Salt Lake City, Utah (V. St. A.)
Vertreter:Representative:
Dr.-Ing. E. Maier, Patentanwalt,Dr.-Ing. E. Maier, patent attorney,
8000 München 22, Widenmayerstr. 58000 Munich 22, Widenmayerstr. 5
Als Erfinder benannt:Named as inventor:
John Lynn Dougan f,
Salt Lake City, Utah;
Fred Samuel Reynolds,
Fort Worth, Tex. (V. St. A.)John Lynn Dougan f,
Salt Lake City, Utah;
Fred Samuel Reynolds,
Fort Worth, Tex. (V. St. A.)
Beanspruchte Priorität:Claimed priority:
V. St. ν. Amerika vom 16. Juli 1965 (472 649)V. St. ν. America July 16, 1965 (472 649)
der Ausbeute, womit sich die Ausbeute dem Umfang der Ausbeute einer Erdgaslagerstätte annähert, in der universellen Anwendbarkeit des Verfahrens bei verschiedenartigen Lagerstätten und in einer Steuerung der Mischungsverdrängung entsprechend den Temperatur- und Druckverhältnissen in der Lagerstätte.the yield, whereby the yield approaches the scope of the yield of a natural gas reservoir in which universal applicability of the method for different types of storage facilities and in a control system the displacement of the mixture according to the temperature and pressure conditions in the deposit.
Die Temperatur und der Druck des eingeleiteten Erdgases werden jeweils so gesteuert, daß innerhalb des Lagerhorizonts eine einzige, frei strömende, im wesentlichen gasförmige Phase vorhanden ist. Dabei wird die Temperatur oberhalb des Taupunkts und der Druck oberhalb des Druckes bei der kritischen Gemischtemperatur gehalten. Der Druck liegt dabei immer noch unter dem Gebirgsdruck, so daß keine unzulässige Druckerhöhung auftritt. Damit liegt die Kohlenwasserstoffmischung mit Sicherheit in der Dampfphase vor, ohne daß unnötig hohe Druck- oder Temperaturwerte erforderlich wären. Im Zuge der fortschreitenden Förderung und der daraus folgenden Verdünnung des Lagerstättenmediums verschiebenThe temperature and pressure of the natural gas introduced are each controlled so that within of the storage horizon a single, free-flowing, essentially gaseous phase is present. Included the temperature is above the dew point and the pressure above the pressure at the critical Maintained mixed temperature. The pressure is still below the mountain pressure, so that none impermissible pressure increase occurs. So the hydrocarbon mixture is certainly in the Before the vapor phase without unnecessarily high pressure or temperature values being required. In the course of the advancing production and the resulting dilution of the deposit medium
809 574/36809 574/36
sich die Kennlinien des Phasendiagramms, und die kritische Gemischtemperatur sinkt ab, so daß die Temperatur des eingeleiteten Erdgases während der Durchführung des Verfahrens fortgesetzt abgesenkt werden kann.the characteristics of the phase diagram, and the critical mixture temperature drops, so that the The temperature of the natural gas introduced continued to decrease while the process was being carried out can be.
Die kritische Gemischtemperatur für einen vorgegebenen Arbeitsdruck ändert sich in Abhängigkeit von den Kohlenwasserstoffbestandteilen. Es besteht eine gute Korrelation mit der A. P. I.-Schwere desThe critical mixture temperature for a given working pressure changes as a function of the hydrocarbon constituents. There is a good correlation with the A.PI. severity of the
Fig. 1 zeigt eine öllagerstätte 10, die zwecks Erhöhung der Kohlenwasserstoffausbeute behandelt werden soll. Dabei wird durch eine Einsatzleitung 11 innerhalb der Bohrlochauskleidung 12 Erdgas in den ölträger eingepreßt. Die Bohrlochauskleidung ist nach der üblichen Bohrtechnik in den Lagerhorizont niedergebracht.Fig. 1 shows an oil deposit 10, which for the purpose of increase the hydrocarbon yield is to be treated. An operational line 11 inside the borehole lining 12 natural gas is injected into the oil carrier. The well casing is sunk into the camp horizon using the usual drilling technique.
Zweckmäßigerweise über Tage ist eine Einrichtung zur Erhitzung des in die Einsatzleitung 11 eingepreß-Appropriately above ground is a device for heating the pressed into the deployment line 11
Erdöls bzw. des Kondensats (höhere Schwerewerte io ten Erdgases vorgesehen. Anschließend wird mittels entsprechen einer niedrigeren Verdampfungstempe- eines geeigneten Kompressors 13 der für die betrefratur); umgekehrt beeinflußt auch des Verhältnis der verschiedenen Bestandteile das Phasendiagramm, und die kritischen Werte zeigen eindeutige Abhängigkeit von der A. P. I.-Schwere. Bekanntlich verdamp- 15 fen die meisten Ölbestandteile innerhalb eines Temperaturbereichs zwischen 244 und 5380C. Unter Verwendung von Erdgas als Lösungsmittel wird die Verdampfungstemperatur etwas herabgesetzt. Somit wird hei einer beabsichtigten Anwendung der Erfindung 20 kleidung 12 eine Wärmeisolation 15 vorgesehen. In für das betreffende Lagerstättenmedium experimen- anderer Weise kann man gegebenenfalls auch eine teil oder durch Berechnung ein Phasendiagramm aufgestellt, das für die jeweilige Mischung von Erdgas und Lagerstättenmedium anwendbar ist, damit man optimale Arbeitstemperatur und optimalen Arbeits- 25 druck auswählen kann. Darauf wird zum Zweck einer möglichst wirtschaftlichen Arbeitsweise die Temperatur des umgewälzten Heißgases von Zeit zu Zeit gesenkt, so daß man oberhalb des Taupunkts bleibt. Dies erfolgt auf Grund von Berechnung oder Mes- 30 sung des Phasendiagramms der jeweiligen Kohlenwasserstoffbestandteile für den jeweiligen Arbeitsbereich, indem man der Produktion periodisch Proben entnimmt.Crude oil or the condensate (higher gravity values provided for natural gas. Subsequently, a suitable compressor 13 is used for the temperature by means of a lower evaporation temperature); conversely, the ratio of the various components also influences the phase diagram, and the critical values show a clear dependence on the severity of the API. Known to evaporate 15 fen most oil components within a temperature range 244-538 0 C. By using natural gas as a solvent, the evaporation temperature is lowered somewhat. Thus, in one intended application of the invention 20, thermal insulation 15 is provided for clothing 12. In an experimental way for the storage medium in question, a phase diagram can also be set up partially or by calculation, which can be used for the respective mixture of natural gas and storage medium, so that the optimum working temperature and pressure can be selected. Then the temperature of the circulated hot gas is lowered from time to time for the purpose of the most economical way of working, so that one remains above the dew point. This is done on the basis of the calculation or measurement of the phase diagram of the respective hydrocarbon components for the respective work area by taking samples periodically from production.
Das erfindungsgemäße Verfahren ist bei allen Roh- 35 öllagerstätten anwendbar, ohne daß eine Verunreinigung der Endprodukte erfolgt. Die Steuerung des Verfahrens auf die jeweiligen Optimalwerte ist einfach. Bei Durchführung des Verfahrens werden Kapillareffekte auch bei ungleichförmiger und anisotro- 40 derbohningen umgeben). Statt dessenkann man auch per Permeabilität ausgeschaltet. Auch eine rück- andere Einpreßmuster benutzen, läufige Kondensation kann nicht auftreten. Viskoses Rohöl oder ähnliche Kohlenwasserstoffe,The method according to the invention can be used with all crude oil deposits without contamination the end products takes place. The control of the process to the respective optimal values is simple. When the method is carried out, capillary effects are also surrounded by non-uniform and anisotropic derbohningen). Instead, you can switched off by permeability. Also use a different press-fit pattern, regular condensation cannot occur. Viscous crude oil or similar hydrocarbons,
Unter Erdgas ist im Zuge der Beschreibung ein die sonst nicht gefördert werden können, werden Gas mit Methan als Hauptbestandteil, normalerweise durch das heiße Erdgas verdampft und mischen sich mehr als 90 Volumprozent, und mit geringen Antel·- 45 mit demselben, wodurch sie durch die Förderbohrung len an Äthan, Propan, Butan usw. zu verstehen.Under natural gas is in the course of the description one that otherwise cannot be promoted Gas with methane as the main component, usually due to the hot natural gas evaporating and mixing more than 90 percent by volume, and with little antel · - 45 with the same, causing them to get through the production well len to understand ethane, propane, butane, etc.
In den Zeichnungen ist'eine bevorzugte Ausführungsform zur Durchführung und Steuerung des erfindungsgemäßen Verfahrens dargestellt. Es stellt darIn the drawings is'a preferred embodiment for the implementation and control of the method according to the invention. It shows
Fig. 1 einen Vertikalschnitt durch eine mögliche 50 Sammlung des Kondensats in einer Einrichtung 19 Anordnung zur Durchführung des erfjndungsgemä- nachFig. 1.1 shows a vertical section through a possible collection of the condensate in a device 19 Arrangement for carrying out the according to the invention 1.
fende Bohrung erforderliche Druck erzeugt. Die Erhitzung kann in beliebiger Weise erfolgen, doch ein Kessel 14 mit Rohren zur Durchleitung des. Gases durch einen unmittelbar befeuerten Raum, wo ein Wärmeaustausch mit den Verbrennungsgasen erfolgt, hat sich als sehr geeignet erwiesen. Um einen Wärmeverlust des in der Einsatzleitung 11 absteigenden Erdgases zu vermeiden, ist innerhalb der Bohrlochaus-The required pressure is generated in the opening hole. The heating can be done in any way, but one Boiler 14 with pipes for the passage of the. Gas through a directly fired room, where a Heat exchange takes place with the combustion gases, has proven to be very suitable. About heat loss of the natural gas descending in the deployment line 11 is to be avoided within the borehole exit
unterirdische Beheizung vorsehen.Provide underground heating.
In dem in den Lagerhorizont 10 hineinreichenden Unterteil der Bohrlochauskleidung 12 befinden sich übliche öffnungen 16, man kann auch eine unausgekleidete Bohrlochsohle vorsehen, so daß das erhitzte Erdgas unmittelbar in den unterirdischen Lagerhorizont einströmen kann. Eine Packung 17 dichtet den Ringraum zwischen der Leitung 11 und dem Innenumfang der Bohrlochauskleidung 12 ab.In the lower part of the borehole lining 12 reaching into the storage horizon 10 are located usual openings 16, you can also use an unlined one Provide the bottom of the borehole so that the heated natural gas is directly in the underground storage horizon can flow in. A packing 17 seals the annular space between the line 11 and the inner circumference the borehole lining 12 from.
Auf Grund des Einpreßdruckes strömt das heiße Erdgas durch den ölträgerhorizont zu einer oder mehreren Förderbohrungen 18, die vorzugsweise ebenso wie die Einpreßbohrung aufgebaut sind. Dieselben können nach Bedarf eine Wärmeauskleidung aufweisen oder auch nicht.Due to the injection pressure, the hot natural gas flows through the oil carrier horizon to an or several production wells 18, which are preferably just as the press-fit bore are constructed. The same can be a thermal lining if necessary exhibit or not.
In der Praxis verwendet man zweckmäßigerweise häufig eine Fünfloch- oder ein umgekehrtes Fünfloch-Einpreßmuster (eine Empreßbohrung von vier För-In practice, a five-hole or an inverted five-hole press-fit pattern is often conveniently used (a press hole of four extraction
18 über Tage gefördert werden. Die Trennung der Bestandteile der gasförmigen Mischung von dem Erdgas erfolgt in an sich bekannter Weise, beispielsweise durch Kühlung oder Absorption und durch18 are conveyed over days. The separation of the components of the gaseous mixture from the Natural gas takes place in a manner known per se, for example by cooling or absorption and by
ßen Verfahrens,essen procedure,
F i g. 2 ein Phasendiagramm für die Anfangsstufe des Verfahrens in einer bestimmten öllagerstätte nach Erschöpfung der primären isothermen Druckförderung, F i g. 2 is a phase diagram for the initial stage the process in a specific oil reservoir after the primary isothermal pressure production has been exhausted,
■ F i g. 3 ein Doppelschaubild zur Darstellung des kritischen Gemischdruckes und der kritischen Gemischtemperatur für das Phasendiagramm nach■ F i g. 3 a double diagram to show the critical mixture pressure and the critical mixture temperature for the phase diagram according to
Das getrennte Gas gelangt zur Wiedereinpressung in den Kompressor 13, wobei man über ein Ventil und eine Leitung 20 einen Teil ausfließen läßt, der der Vermehrung durch die verdampften Kohlenwasserstoffe der Lagerstätte entspricht. Zweckmäßigerweise beheizt man den Wärmeerzeuger mit so gewonnenem Erdgas.The separated gas arrives for re-injection in the compressor 13, whereby one via a valve and a conduit 20 allows a portion to flow out which is increased by the vaporized hydrocarbons corresponds to the deposit. The heat generator is expediently heated with what is obtained in this way Natural gas.
Nach der Erfindung wird zunächst ein Tempera-According to the invention, a temperature is first
Fig. 2, wobei auf der Abszisse Temperatur und 60 tur-Druck-Phasendiagramm nach Fig. 2 konstruiert, Druck und auf der Ordinate der Prozentgehalt des in aus dem man die Aufheiztemperatur des in das.Bohrdem Förderstrom enthaltenen eingepreßten Gases aufFig. 2, with temperature and 60 tur-pressure phase diagram constructed on the abscissa according to Fig. 2, Pressure and on the ordinate the percentage of the in from which the heating temperature of the in the Delivery flow contained injected gas
getragen sind, undare worn, and
F i g. 4 eine Darstellung der unter idealisierten Annahmen berechneten Ausbeute für das Mischungsverdrängungsverfahren nach der Erfindung (ohne Berücksichtigung der Schichtung) bei der Anwendung für Öllagerstätten entsprechend den F i g. 2 und 3.F i g. 4 shows a representation of the yield calculated under idealized assumptions for the mixture displacement process according to the invention (without taking into account the stratification) in the application for oil deposits according to the F i g. 2 and 3.
loch als Wärmeträger eingepreßten Erdgases bestimmen kann. Diese muß hoch genug sein, damit man den behandelten Teil der Lagerstätte über dem Taupunkt und gegebenenfalls über der kritischen Gemischtemperatur hält, d. h. über der minimalen Temperatur, die eine Verdampfung aller Anteile der Kohlenwasserstoffmischung der Lagerstätte sicherstellt.can determine hole as a heat carrier injected natural gas. This has to be high enough so that you can the treated part of the deposit above the dew point and possibly above the critical mixture temperature holds, d. H. above the minimum temperature that allows evaporation of all proportions of the hydrocarbon mixture of the deposit.
5 65 6
In dem Maße, wie durch fortgesetzte Einpressung Gemisches, so daß man nach Abschluß der Primär-To the extent that by continuing the injection of the mixture, so that after the completion of the primary
oberhalb des Taupunktes eine Verdünnung der Koh- phasie die in gestrichelten Linien eingetragenen Zu-above the dew point, a dilution of the cohesion, the additions entered in dashed lines
lenwasserstoffmischung der Lagerstätte erfolgt, kann Standskurven erhält.If the deposit is mixed with hydrogen, level curves can be obtained.
die Arbeitstemperatur allmählich abgesenkt werden, Eine Anfangsarbeitstemperatur von 200° C und einthe working temperature can be gradually lowered, an initial working temperature of 200 ° C and a
da die kritische Gemischtemperatur der Restmischung 5 Arbeitsdruck von 84,2 kg/cm2 absolut wurden ausge-since the critical mixture temperature of the remaining mixture 5 working pressure of 84.2 kg / cm 2 was determined
kleiner wird. Dies erfolgt nach einer zusätzlichen Be- wählt. Das in gestrichelten Linien eingetragene Pha-gets smaller. This takes place after an additional election. The pha-
rechnung und/oder durch periodische Versuchsmes- sendiagramm gibt die Zustandsbedingung der Koh-calculation and / or by means of periodic test measurement diagrams gives the condition of the carbon
sungen von entnommenen Proben, die in an sich be- lenwasserstoffmischung der Lagerstätte nach Errei-solutions from samples taken, which are in itself hydrogenated mixture of the deposit after reaching
kannter Weise entnommen werden. chen von Anfangstemperatur und -druck an, wo mancan be taken in a known manner. from the initial temperature and pressure, where you can
Es folgt eine typische Ausführungsform der Erfin- io eine Verminderung der kritischen GemischtemperaturA typical embodiment of the invention follows, a reduction in the critical mixture temperature
dung in Verbindung mit einer Öllagerstätte, die nach gegenüber dem Wert des Ausgangsgemisches er-in connection with an oil deposit, which according to the value of the starting mixture
dem Primärverfahren erschöpft ist, die jedoch ein kennt.the primary process is exhausted, but which one knows.
niederviskoses öl enthält und eine geringe Porosität Es läßt sich zeigen, daß Änderungen der Ausgangsbesitzt, so daß sie normalerweise nicht mit Erfolg zusammensetzung der betreffenden Kohlenwassernach einem Sekundärverfahren behandelt werden 15 stoffe bzw. der durch Druckänderung bewirkten Zukann. Das Phasendiagramm und die Kurven nach den sammensetzung eine Verschiebung des Phasendia-F i g. 2 bis 4 sind auf Grund der Werte dieser Lager- gramms bewirken. Wenn der Lagerstättendruck durch statte gewonnen. Einpressen von Hochdruckerdgas auf etwa 290 kg/ „ .. cm2 absolut angehoben wird, ohne die Lagerstätten-Ollagerstatte ao temperatur zu ändern, wie es in der genannten Ver-Physikalische Eigenschaften des Ölträgers öffentlichung von Barney vorgeschlagen ist, würde Mittlere Posotität % 12 7 die Kohlenwasserstoffmischung der Lagerstätte zwar ,. , .... .,,. in eine Phase übergehen, doch nicht notwendiger-Contains low-viscosity oil and low porosity. It can be shown that there are changes in the initial state, so that they normally cannot be successfully treated according to a secondary process. The phase diagram and the curves according to the composition show a shift in the phase diagram. 2 to 4 are caused on the basis of the values in this storage gram. When the reservoir pressure is obtained by equipping. Pressing is completely lifted from high-pressure natural gas to about 290 kg / ".. cm 2, without changing the deposits-Ollagerstatte ao temperature as Physical Ver-in-mentioned properties of the oil carrier publication suggested by Barney would Mean Posotität% 12 7 the hydrocarbon mixture of the deposit,. , ..... ,,. go into a phase, but not necessarily-
Mittlere Permeabilität, Milhdarcys 1,3 weise eine gasförmige Phase. Wenn zudem währendMedium permeability, Milhdarcys 1.3 exhibits a gaseous phase. If moreover during
Mittlerer Kristallwassergehalt, 0/0 31,6 25 der Mischungsverdrängung eine Verdünnung erfolgt,Average water of crystallization, 0/0 31.6 25 the mixture displacement a dilution takes place,
müßte der Druck weiter gesteigert werden, damit derthe pressure would have to be increased so that the
Bestandteile des ursprünglichen Lagerstättenöls einphasige Zustand erhalten bleibt. Im Gegensatz da-Components of the original reservoir oil single-phase state is retained. In contrast to that-
Bestandteil Molprozent zu kann nach dem erfindungsgemäßen Verfahren imIngredient mole percent can be in the process according to the invention
f. , -. „, Maße der Auslösung die Arbeitstemperatur allmäh- f., -. ", The degree of tripping the working temperature gradually
„ 1T J4'UÖ 30 lieh abgesenkt werden. Die Vorteile dieses Verfah-“ 1 T J4 ' UÖ 30 borrowed to be lowered. The advantages of this process
Athan 13,50 rens un(} <jie Nachteile des erstgenannten VerfahrensAthan 13.50 rens un ( } <jie disadvantages of the former method
Propan 11,49 sind in den Kurven der F i g. 3 aufgezeigt, die denPropane 11.49 are shown in the curves of FIG. 3 shown that the
Iso-Butan 1,57 Anstieg des kritischen Gemischdruckes und die Ab-Isobutane 1.57 Increase in the critical mixture pressure and the
N-Butan 611 Senkung der kritischen Gemischtemperatur über einenN-Butane 611 Reduction of the critical mixture temperature by one
T „ ' 35 weiten Bereich der Auflösung mit eingepreßtem Gas T "'35 wide range of dissolution with injected gas
iso-rentan l,M zagsa. iso-rentan l, M zagsa.
N-Pentan 2,42 jn djesem Ausführungsbeispiel erfolgt die primäreN-Pentane 2.42 n j dj ESEM embodiment is performed, the primary
Hexan und schwere Kohlenwasserstoffe 29,34 Förderung durch isothermische Druckausbeute. Infolgedessen lag in der Lagerstätte Gassättigung vor,Hexane and heavy hydrocarbons 29,34 Production by isothermal pressure yield. Consequently if there was gas saturation in the deposit,
Kenngrößen des Lagerstättenmediums 4» die durch Freiwerden von gelöstem Gas und , _. , _ , , , , «1 Schrumpfen von Lagerstättenöl erreicht wurde. In-Mittlere Schwere des lagernden Öls, folge ^ ρ^^ des Lagerstättenöls und der • 43,2 ggjy. ^ßjjj-jgeu Permeabiliät, war die primäre Aus-Anfänglicher ölträgervolumenfaktor, beute weniger als 10% des ursprünglichen Lagerstät-Characteristics of the deposit medium 4 »which are caused by the release of dissolved gas and, _. , _,,,, «1 Shrinkage of reservoir oil has been achieved. In-mean gravity of the stored oil, follow ^ ρ ^^ of the reservoir oil and the • 43.2 ggjy. ^ ßjjj-jgeu permeability, was the primary from- Initial oil carrier volume factor, prey less than 10% of the original reservoir
Barrel pro Barrel 1,75 45 teninhalts. Die Viskosität des Lagerstättenöls warBarrel per barrel 1.75 45 ten content. The viscosity of the reservoir oil was
Viskosität des ursprünglichen Lageröls, gering, aber durch Verdampfung konnte sie um einenViscosity of the original bearing oil, low, but reduced by evaporation
Centipoise 0,23 Faktor 26 abgesenkt werden. Die Strömungs- bzw.Centipoise 0.23 by a factor of 26. The flow resp.
Viskosität des Lageröls bei 84,2 Ag/mm2 0,30 Fließfähigkeit wurde um diesen Faktor verbessert,Viscosity of the bearing oil at 84.2 Ag / mm 2 0.30 flowability was improved by this factor,
Anfängliche Lagertemperatur, 0C 63 ohne daß eine- Steigerung der Permeabilität notwen-Initial storage temperature, 0 C 63 without the need to increase the permeability
6 *> r ' 50 dig ISt. 6 *> r '50 dig ISt.
„., F i g. 4 gibt die berechnete Ausbeute für eine Mi-"., F i g. 4 gives the calculated yield for a mini
Verrahrensgang schungsverdrängung des Ölträgers nach der Erfin-Verrahrensgang schungs displacement of the oil carrier according to the invention
Auf Grund der obigen Werte wurde eine dem dung an, bezüglich einer Stufentrennung bed 18° COn the basis of the above values, a requirement for a stage separation was 18 ° C
Fachmann vertraute Berechnung durchgeführt, die und 7 kg/cm2 absolut. Man erkennt die hohen Aus-Expert familiar calculation performed that and 7 kg / cm 2 absolute. You can see the high
das in Fig. 2 in ausgezogenen Linien eingetragene 55 beutewerte für geringes Einpreßvolumen. Die Berech-that in Fig. 2 in solid lines plotted 55 yield values for low injection volume. The calculation
Phasendiagramm liefert. Die Kurve Kondensations- nungen erfolgten ohne Berücksichtigung von Ände-Phase diagram provides. The condensation curve was made without considering changes
punkt gibt die Grenze an, oberhalb der das gesamte rungen der Permeabilität und Lagerausbildung. Diepoint indicates the limit above which the entire stanchion of permeability and bearing formation. the
Kohlenwasserstoffgemisch in der flüssigen Phase vor- praktische Ausführung wird in Abhängigkeit von denHydrocarbon mixture in the liquid phase pre-practical execution is dependent on the
liegt. Die Kurve »Taupunkt« gibt die Grenze an, auf jeweiligen Lagerstättenverhältnissen von den darge-lies. The curve »dew point« indicates the limit, on the respective deposit conditions of the depicted
deren rechter Seite das gesamte Kohlenwasserstoff- 60 stellten Werten etwas abweichen. Die thermischethe right side of which the total hydrocarbon values differ slightly. The thermal
gemisch in der gasförmigen Phase vorliegt. Die Kur- Verdrängung des Lagerstättenmediums in den Be-mixture is present in the gaseous phase. The cure displacement of the deposit medium in the
ven »60% flüssig, 50% flüssig ...« dienen jeweils reichen begrenzter Permeabilität führt zu einer höherenven »60% liquid, 50% liquid ...« each serve rich limited permeability leads to higher
nur zur Erläuterung des Phasendiagramms und geben Ausbeute als andere Formen der Mischungsverdrän-only to explain the phase diagram and give yield as other forms of the mixture displacement
die jeweiligen Verhältnisse der gasförmigen und flüs- gung. Die Berechnungen wurden für ein Beweglich-the respective ratios of gaseous and fluid. The calculations were made for a movable
sigen Phase bei Beibehaltung der Ausgangszusam- 65 keitsverhältnis 1 durchgeführt, normalerweise istsigen phase is normally carried out while maintaining the initial content ratio of 1
mensetzung an. Die ausgezogenen Linien gelten für dieses Verhältnis geringer als 1 ( in der Größe voncomposition. The solid lines apply to this ratio less than 1 (the size of
die ursprünglichen Lagerstättenverhältnisse. Im Zuge 0,65), infolge des niedrigen Molekulargewichtes be-the original reservoir conditions. In the course of 0.65), due to the low molecular weight
der Ausbeute ändert sich die Zusammensetzung des sitzt das eingepreßte Gas eine höhere Viskosität alsthe yield changes the composition of the sits the injected gas has a higher viscosity than
das verdrängte Gas mit hohem Molekulargewicht. Das Kohlenwasserstoffporenvolumen gibt jeweils den Anteil des Porenvolumens des Ölträgers an, der mit Kohlenwasserstoffen gefüllt ist.the displaced high molecular weight gas. The hydrocarbon pore volume gives each the proportion of the pore volume of the oil carrier that is filled with hydrocarbons.
In Lagerstätten mit veränderlicher Permeabiliät würde die Anwendung eines Hochdruckgases zur Mischungsverdrängung nach dem Barney-Verfahren das Lagerstättenmedium in den Bereichen begrenzter Permeabilität zusammenpressen, wobei diese Bereiche für die Förderung stillgelegt würden. Dies würde eine geringere Ausbeute, als in F i g. 4 dargestellt, ergeben, auch wäre ein viel größeres Gasvolumen erforderlich, um während der Förderung die Mischfähigkeit zu erreichen und einzuhalten. Im Gegensatz dazu gewinnt man nach dem erfindungsgemäßen Verfahren durch thermische Verdrängung einen Großteil der in Bereichen begrenzter Permeabilität enthaltenen Kohlenwasserstoffe, und hierfür ist nur ein vergleichsweise kleines Volumen des eingepreßten Gases erforderlich.In deposits with variable permeability, the use of a high pressure gas would be useful Mixture displacement according to the Barney method, the deposit medium in the areas of limited Compress permeability, these areas would be shut down for the promotion. this would result in a lower yield than in FIG. 4, it would also be a much larger volume of gas required in order to achieve and maintain the ability to mix during pumping. In contrast to this end, a thermal displacement method is used in the process according to the invention Most of the hydrocarbons contained in areas of limited permeability, and this is only a comparatively small volume of the injected gas is required.
Wenn auch für dieses Ausführungsbeispiel eine Ausgangstemperatur von 239° C angegeben ist, beginnt man vorzugsweise mit einer etwas höheren Temperatur während der ersten Einpreßperiode, damit die Gaseinspeisung mit Sicherheit bei einer für die Einleitung des Mischvorgangs ausreichenden Temperatur erfolgt, bevor die Temperatur auf den genannten Wert gesenkt wird. In diesem Zusammenhang läßt sich zeigen, daß sich die Arbeitsweise vereinfacht, wenn die sand-face-Temperatur am Einpreßbohrloch unterhalb des Sättigungspunktes für Wasserdampf des Kristallwassers gehalten wird. In dem genannten Beispiel wäre eine Temperatur von 2880C bei 84 kg/cm2 Einpreßdruck ausreichend. Es läßt sich jedoch zeigen, daß man in manchen Öllagern unterhalb der Verdampfungstemperatur des Wassers keine Mischfähigkeit erreichen kann. Dies läßt sich an Hand von Laboruntersuchungen von Proben für jeden gegebenen Fall bestimmen.If an initial temperature of 239 ° C. is also given for this embodiment example, it is preferable to start with a slightly higher temperature during the first injection period so that the gas is fed in at a temperature sufficient to initiate the mixing process, before the temperature rises to the stated value is lowered. In this connection it can be shown that the procedure is simplified if the sand-face temperature at the injection borehole is kept below the saturation point for water vapor of the crystal water. In the above example, a temperature of 288 0 C at 84 kg / cm 2 injection pressure would be sufficient. It can be shown, however, that in some oil stores it is not possible to achieve mixing properties below the evaporation temperature of the water. This can be determined from laboratory tests on samples for any given case.
Im vorstehenden ist ein Beispiel der möglichen Anwendung der Erfindung beschrieben. Hochviskose Rohöle sind für dieses Verfahren bevorzugt geeignet. Sie ergeben auch in hochpermeablen Ölträgern normalerweise nur geringe Ausbeuten. Die Viskositätsverminderung derart hochviskoser Rohöle kann mehrtausendfach sein.An example of the possible application of the invention is described above. High viscosity Crude oils are preferred for this process. They also normally result in highly permeable oil carriers only low yields. The viscosity reduction of such highly viscous crude oils can be several thousandfold.
Es ist darauf hinzuweisen, daß das vorliegende thermische Verfahren nicht nur dort zur Verwendung geeignet ist, wo herkömmliche thermische Verfahren unwirtschaftlich sind, sondern es kann an Stelle samtlicher Sekundärverfahren in Anwendung kommen, wobei man beträchtlich höhere Ausbeuten erzielt. In idealen Fällen für die Mischungsverdrängung nach der Erfindung ist eine nahezu vollständige Ausbeute erreichbar.It should be noted that the present thermal process is not only for use there is suitable where conventional thermal processes are uneconomical, but it can be used in place of all Secondary processes come into use, achieving considerably higher yields. In ideal cases for the mixing displacement according to the invention is an almost complete yield accessible.
In manchen Fällen erweist sich das vorliegende Verfahren als Tertiärstufe im Anschluß an eine Sekundärstufe mit Wassereinpressung oder anderer Art als geeignet.In some cases the present process turns out to be a tertiary level following a secondary level with water injection or another type as suitable.
Ein weiterer für eine vorteilhafte Anwendung des erfindungsgemäßen Verfahrens geeigneter Lagerstättentypus ist eine Lagerstätte von kondensiertem Gas, wo die Heizkosten für ein Niederdruckgas geringer als die Kompressionskosten zur Aufrechterhaltung des anfänglichen Lagerstättendruckes sind. Wenn in einer solchen Lagerstätte eine rückläufige Kondensation bereits eingetreten ist, ist es einfacher und weniger kostspielig, eine Wiederverdampfung mit Wärme als mit Druck durchzuführen.Another type of deposit that is suitable for an advantageous application of the method according to the invention is a condensed gas storage facility where the heating costs for a low pressure gas are lower than the compression cost to maintain the initial reservoir pressure. If in a retrograde condensation has already occurred in such a deposit, it is easier and less costly to re-evaporate with heat rather than pressure.
Es ist ferner darauf hinzuweisen, daß es Fälle gibt, wo die Anwendung eines erhitzten Erdgases flüssige Kohlenwasserstoffe für die Förderung genügend beweglich macht, ohne daß eine Verdampfung wie in den vorstehend beschriebenen Beispielen erforderlich wäre.It should also be noted that there are cases where the use of a heated natural gas is liquid Makes hydrocarbons sufficiently mobile for the promotion without evaporation as in the examples described above would be required.
Wenn auch die Erfindung als an die Primärstufe anschließendes Verfahren bezeichnet ist, gibt es andererseits auch Lagerstätten, wo infolge ungesättigter Lagerstättenbedingungen eine primäre Förderung nicht ratsam ist (beispielsweise bei einem Gehalt an schwerviskosen Kohlenwasserstoffen), und die Erfindung kann auch bei solchen Lagerstätten in Anwendung kommen.On the other hand, while the invention is referred to as a post-primary process, there are also deposits where primary production due to unsaturated deposit conditions is not advisable (for example with a content of heavily viscous hydrocarbons), and the invention can also be used for such deposits.
Claims (3)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US472649A US3351132A (en) | 1965-07-16 | 1965-07-16 | Post-primary thermal method of recovering oil from oil wells and the like |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| DE1267185B true DE1267185B (en) | 1968-05-02 |
Family
ID=23876383
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| DEP1267A Pending DE1267185B (en) | 1965-07-16 | 1966-03-11 | Process for the extraction of liquid hydrocarbons from an underground storage facility |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US3351132A (en) |
| DE (1) | DE1267185B (en) |
| FR (1) | FR1555475A (en) |
| GB (1) | GB1096092A (en) |
| NL (1) | NL6609982A (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE1904139B1 (en) * | 1969-01-28 | 1970-12-17 | Mini Petrolului | Thermally insulating pipe string |
| EP0061111A2 (en) * | 1981-03-21 | 1982-09-29 | Fried. Krupp Gesellschaft mit beschränkter Haftung | Method for the underground gasification of solid combustible materials |
| DE3132755A1 (en) * | 1981-08-19 | 1983-04-07 | Fried. Krupp Gmbh, 4300 Essen | "METHOD FOR PRODUCING PETROLEUM" |
Families Citing this family (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3385359A (en) * | 1966-03-18 | 1968-05-28 | Shell Oil Co | Method of producing hydrocarbons from a subsurface formation by thermal treatment |
| US3512585A (en) * | 1968-08-08 | 1970-05-19 | Texaco Inc | Method of recovering hydrocarbons by in situ vaporization of connate water |
| US3608638A (en) * | 1969-12-23 | 1971-09-28 | Gulf Research Development Co | Heavy oil recovery method |
| US3954139A (en) * | 1971-09-30 | 1976-05-04 | Texaco Inc. | Secondary recovery by miscible vertical drive |
| US4085800A (en) * | 1976-12-07 | 1978-04-25 | Phillips Petroleum Company | Plugging earth strata |
| US4119149A (en) * | 1976-12-20 | 1978-10-10 | Texaco Inc. | Recovering petroleum from subterranean formations |
| US4362213A (en) * | 1978-12-29 | 1982-12-07 | Hydrocarbon Research, Inc. | Method of in situ oil extraction using hot solvent vapor injection |
| US4325432A (en) * | 1980-04-07 | 1982-04-20 | Henry John T | Method of oil recovery |
| USRE33102E (en) * | 1984-01-04 | 1989-10-31 | The Upjohn Company | Removal of volatile contaminants from the vadose zone of contaminated ground |
| FR2571425B1 (en) * | 1984-06-27 | 1987-11-13 | Inst Francais Du Petrole | PROCESS FOR INCREASING OIL RECOVERY FROM LOW DISSOLVED GAS OIL DEPOSITS |
| US4856587A (en) * | 1988-10-27 | 1989-08-15 | Nielson Jay P | Recovery of oil from oil-bearing formation by continually flowing pressurized heated gas through channel alongside matrix |
| US5221159A (en) * | 1990-03-28 | 1993-06-22 | Environmental Improvement Technologies, Inc. | Subsurface contaminant remediation, biodegradation and extraction methods and apparatuses |
| US5472294A (en) * | 1990-03-28 | 1995-12-05 | Environmental Improvement Technologies, Inc. | Contaminant remediation, biodegradation and volatilization methods and apparatuses |
| US5160217A (en) * | 1990-08-10 | 1992-11-03 | Roy F. Weston, Inc. | Method of in situ decontamination |
| US5106232A (en) * | 1990-08-10 | 1992-04-21 | Roy F. Weston, Inc. | Method of in situ decontamination |
| US6143177A (en) | 1995-04-11 | 2000-11-07 | Arcadis Geraghty & Miller, Inc. | Engineered in situ anaerobic reactive zones |
| US5554290A (en) * | 1995-04-11 | 1996-09-10 | Geraghty & Miller, Inc. | Insitu anaerobic reactive zone for insitu metals precipitation and to achieve microbial de-nitrification |
| US5575589A (en) * | 1995-04-11 | 1996-11-19 | Geraghty & Miller, Inc. | Apparatus and method for removing volatile contaminants from phreatic water |
| US5588490A (en) * | 1995-05-31 | 1996-12-31 | Geraghty & Miller, Inc. | Method and system to achieve two dimensional air sparging |
| US6007274A (en) * | 1997-05-19 | 1999-12-28 | Arcadis Geraghty & Miller | In-well air stripping, oxidation, and adsorption |
| US6116816A (en) | 1998-08-26 | 2000-09-12 | Arcadis Geraghty & Miller, Inc. | In situ reactive gate for groundwater remediation |
| CA2351148C (en) * | 2001-06-21 | 2008-07-29 | John Nenniger | Method and apparatus for stimulating heavy oil production |
| NO20044585D0 (en) * | 2004-10-25 | 2004-10-25 | Sargas As | Methods and facilities for transporting rich gas |
| US7640987B2 (en) | 2005-08-17 | 2010-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Communicating fluids with a heated-fluid generation system |
| US7809538B2 (en) | 2006-01-13 | 2010-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real time monitoring and control of thermal recovery operations for heavy oil reservoirs |
| CA2549614C (en) * | 2006-06-07 | 2014-11-25 | N-Solv Corporation | Methods and apparatuses for sagd hydrocarbon production |
| CA2552482C (en) * | 2006-07-19 | 2015-02-24 | N-Solv Corporation | Methods and apparatuses for enhanced in situ hydrocarbon production |
| US7832482B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Producing resources using steam injection |
| US7770643B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrocarbon recovery using fluids |
| EP2058471A1 (en) | 2007-11-06 | 2009-05-13 | Bp Exploration Operating Company Limited | Method of injecting carbon dioxide |
| US8109334B2 (en) | 2009-07-13 | 2012-02-07 | Schlumberger Technology Corporation | Sampling and evaluation of subterranean formation fluid |
| US9670760B2 (en) | 2013-10-30 | 2017-06-06 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for in situ upgrading of a heavy hydrocarbon using asphaltene precipitant additives |
| 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 |
| US10975291B2 (en) | 2018-02-07 | 2021-04-13 | Chevron U.S.A. Inc. | Method of selection of asphaltene precipitant additives and process for subsurface upgrading therewith |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US895612A (en) * | 1902-06-11 | 1908-08-11 | Delos R Baker | Apparatus for extracting the volatilizable contents of sedimentary strata. |
| US2670802A (en) * | 1949-12-16 | 1954-03-02 | Thermactor Company | Reviving or increasing the production of clogged or congested oil wells |
| US2813583A (en) * | 1954-12-06 | 1957-11-19 | Phillips Petroleum Co | Process for recovery of petroleum from sands and shale |
| US3040809A (en) * | 1957-06-05 | 1962-06-26 | Sinclair Oil & Gas Company | Process for recovering viscous crude oil from unconsolidated formations |
| US2906337A (en) * | 1957-08-16 | 1959-09-29 | Pure Oil Co | Method of recovering bitumen |
| US3241611A (en) * | 1963-04-10 | 1966-03-22 | Equity Oil Company | Recovery of petroleum products from oil shale |
-
1965
- 1965-07-16 US US472649A patent/US3351132A/en not_active Expired - Lifetime
-
1966
- 1966-01-07 GB GB879/66A patent/GB1096092A/en not_active Expired
- 1966-02-02 FR FR1555475D patent/FR1555475A/fr not_active Expired
- 1966-03-11 DE DEP1267A patent/DE1267185B/en active Pending
- 1966-07-15 NL NL6609982A patent/NL6609982A/xx unknown
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE1904139B1 (en) * | 1969-01-28 | 1970-12-17 | Mini Petrolului | Thermally insulating pipe string |
| EP0061111A2 (en) * | 1981-03-21 | 1982-09-29 | Fried. Krupp Gesellschaft mit beschränkter Haftung | Method for the underground gasification of solid combustible materials |
| EP0061111A3 (en) * | 1981-03-21 | 1984-07-18 | Fried. Krupp Gesellschaft Mit Beschrankter Haftung | Method for the underground gasification of solid combustible materials |
| DE3132755A1 (en) * | 1981-08-19 | 1983-04-07 | Fried. Krupp Gmbh, 4300 Essen | "METHOD FOR PRODUCING PETROLEUM" |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US3351132A (en) | 1967-11-07 |
| FR1555475A (en) | 1969-01-31 |
| GB1096092A (en) | 1967-12-20 |
| NL6609982A (en) | 1967-01-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| DE1267185B (en) | Process for the extraction of liquid hydrocarbons from an underground storage facility | |
| DE2421581C2 (en) | Process for the extraction of petroleum from underground formations by means of a heating medium and a solvent for the petroleum | |
| DE2835541C2 (en) | Process for extracting oil from underground reservoirs | |
| DE2615874A1 (en) | PROCESS FOR EXTRACTION OF OIL AND BITUMEN FROM UNDERGROUND STORES | |
| DE3111137C2 (en) | Process for underground gasification of solid fuels with prior unlocking of the deposit | |
| DE2823000A1 (en) | PROCESS FOR RECOVERING OIL FROM AN UNDERGROUND STORAGE | |
| DE1242535B (en) | Process for the removal of residual oil from oil deposits | |
| DE3046547A1 (en) | METHOD FOR TREATING A VISCOSE HYDROCARBON FORMATION | |
| EP0391839B1 (en) | Start-up method for a process for deoxidizing water, particularly sea water | |
| DE2421073A1 (en) | PROCESS FOR EXTRACTION OF OIL FROM AN UNDERGROUND OIL CONDUCTING FORMATION | |
| DE2527674A1 (en) | PROCESS FOR OBTAINING VISCOSE HYDROCARBONS FROM UNDERGROUND HYDROCARBON FORMATIONS | |
| DE1280176B (en) | Process for extracting liquid hydrocarbons from a permeable, underground storage facility | |
| DE1232535B (en) | Process for producing oil | |
| DE3132755C2 (en) | "Process for the production of petroleum" | |
| DE1231192B (en) | Process for the extraction of hydrocarbons | |
| DE1277774B (en) | Process for producing oil | |
| GB2062065A (en) | Oil recovery using a demthylamide in a fluid carrier | |
| DE819386C (en) | Process for secondary recovery of OEl | |
| DE2335938A1 (en) | PROCESS FOR RECOVERING OIL FROM A BEARING DEEPERED WITH AT LEAST ONE INJECTION HOLE AND ONE SUPPLY HOLE | |
| DE3543827A1 (en) | OIL EXTRACTION PROCESS | |
| DE1231638B (en) | Process for the extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing formations | |
| DE2508421A1 (en) | Displacement of viscous oils from tar sand or bitumen deposits - by injection of miscible gas under pressure | |
| DE1249191B (en) | Process for secondary recovery of oil by flooding with a high density liquid | |
| DE2047684C3 (en) | Method of treating bores and formations containing asphaltic deposits | |
| AT216660B (en) | Process for the exploitation of underground, sedimentary, fossil fuel-containing deposits or layers |