EA026516B1 - Термическая мобилизация залежей тяжелых углеводородов - Google Patents
Термическая мобилизация залежей тяжелых углеводородов Download PDFInfo
- Publication number
- EA026516B1 EA026516B1 EA201291214A EA201291214A EA026516B1 EA 026516 B1 EA026516 B1 EA 026516B1 EA 201291214 A EA201291214 A EA 201291214A EA 201291214 A EA201291214 A EA 201291214A EA 026516 B1 EA026516 B1 EA 026516B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- steam
- oil
- zone
- gas
- thermal
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title abstract description 17
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title abstract description 17
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title abstract description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 69
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 67
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 57
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 21
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims description 16
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 13
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 6
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 34
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 19
- 230000001483 mobilizing effect Effects 0.000 abstract description 3
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 70
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 51
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 35
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 33
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 27
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 27
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 14
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 13
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 3
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 3
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 3
- 239000011275 tar sand Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000004134 energy conservation Methods 0.000 description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 230000017525 heat dissipation Effects 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000000658 coextraction Methods 0.000 description 1
- 230000001010 compromised effect Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 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
-
- 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
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
-
- 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
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
В изобретении представлен способ применения термического процесса в нижней зоне, нижележащей относительно вышележащей углеводородной зоны, с подведением тепловой энергии от термического процесса мобилизации нефти в вышележащую зону. Сама нижняя зона могла бы представлять собой углеводородную зону, подвергаемую обработке в термическом EOR. Кроме того, может быть экономически целесообразным применение термического процесса EOR в нефтеносном пласте с низкой подвижностью и имеющем такую нижележащую зону, как зона основного водоносного горизонта. Введением газа и пара, при котором газ имеет более высокую плотность, чем пар, в нижележащую зону вытесняют воду основного водоносного горизонта и создают изолирующий слой из газа между паром и основным водоносным горизонтом, делая максимальной теплопередачу вверх и обеспечивая мобилизацию вязкой нефти, с резким сокращением потери тепла в основной водоносный горизонт, что повышает экономические показатели добычи из тонких нефтеносных зон с нижележащим основным водоносным горизонтом, добыча из которых в иной ситуации является экономически невыгодной с использованием других известных способов EOR.
Description
Настоящее изобретение относится к способу эффективного направления тепловой энергии в зону тяжелых углеводородов, вышележащую относительно нижней зоны. Более конкретно, пар, газ или их комбинацию вводят в нижнюю зону для контакта и термического теплопереноса вверх, и для стимуляции вышележащих тяжелых углеводородов. В одном варианте исполнения нижняя зона представляет собой водную зону, причем вводимый газ используют для вытеснения воды радиально наружу от точки введения, и нагнетаемый пар поднимается поверх более тяжелого нагнетаемого газа. Нагнетаемый пар конденсируется и под действием силы тяжести стекает вниз, тогда как сопутствующий неконденсируемый газ накапливается вокруг точки введения, создавая изолирующий слой между тепловой энергией и окружающими зонами, интенсивно отводящими и рассеивающими теплоту, или зонами поглощения. Результатом является то, что теплота передается вверх к вышележащей поглощающей тепло области, сокращая потери теплоты в нижележащую водную зону. Газ и пар могут быть сформированы ίη-δίΐυ с помощью забойной горелки. В еще одном варианте исполнения нижняя зона представляет собой углеводородную зону, причем пар используют как для стимуляции нижней зоны, так и для термического теплопереноса вверх в вышележащую углеводородную зону.
Уровень техники
Как известно в отношении проведения третичного метода добычи нефти (ЕОК) из подземных углеводородсодержащих пластов, добыча углеводородов после процессов первичного извлечения уже неосуществима. Вязкая тяжелая нефть, включающая битуминозные отложения, может залегать слишком глубоко для добычи с поверхности, и используются ш-8Йи методологии.
Термические методы включают такие способы, как внутрипластовое (ίη-δίΐη) горение и нагнетание водяного пара, в которых применяют разнообразные системы стимуляции или размещения нагнетательных скважин и продуктивных скважин. В некоторых технологиях как нагнетательные, так и продуктивные скважины могут служить как исполняющие обе функции. Другие способы включают метод циклической стимуляции закачкой пара (С88), внутрипластовое (ίη-δίΐη) горение и метод парогравитационного дренажа (8ΆΟΌ). В методе 8ΆΟΌ применяют близко расположенные спаренные, в основном параллельные скважины, а именно протяженную горизонтально паронагнетательную скважину, которая формирует паровую камеру для мобилизации тяжелой нефти и извлечения ее через, по существу, параллельную и протяженную горизонтально продуктивную скважину. Термические ίη-κίΐυ подходы обычно используют для битуминозных песков, которые являются тяжелыми и вязкими, имеющими плотность 8-10° ΑΡΙ и значения вязкости, варьирующие от 10000 до 300000 сП. Нетепловые подходы включают метод Холодной Добычи Тяжелой Нефти с Песком (СНОР8), в котором песок извлекают совместно с тяжелой нефтью, причем нефть обычно имеет величины вязкости в диапазоне от 500 до 15000 сП. Совет по охране энергетических ресурсов (ЕКСВ) провинции Альберта принял классификацию тяжелых нефтей по плотности Плотность сырой нефти ЕКСВ (см. директиву 17 от октября 2009 г. на веб-сайте 1Шр://\у\у\у.сгсЬ.са/0ос5/0оситсп15/01гссПус5/О1гссПус017.р0Г. как скважинные сырые битумы и скважинные тяжелые нефти с плотностью 920 кг/м3 или более при температуре 15°С). Этот удельный вес около 0,92 эквивалентен значению плотности 22,3° ΑΡΙ или тяжелее, тогда как битум, имеющий удельный вес около 1,0, имеет ΑΡΙ-плотность около 10.
Там, где пласт с тяжелой нефтью является вышележащим относительно водной зоны, где вода образует подошву пласта, обычно известную как зона основного водоносного горизонта, ш-8Йи-технологии становятся более ограниченными, отчасти вследствие огромного поглощения тепловой энергии водной зоной. Один подход в плане добычи, который предусматривает водную зону при извлечении, был реализован компаниями §йе11 Сапайа Птйей и А1Ъег1а Ойкапйк Тесйпо1о§у апй Кекеагсй АиШогйу (АО8ТКА) в конце 1970-х и 1980-х гг. на арендованном нефтеносном участке Реасе ККег в провинции Альберта, Канада. Этот подход был назван регулируемым извлечением разогретого паром битума (РС8Э). В методе РС8Э применяют нагнетание пара для нагревания зоны основного водоносного горизонта, нижележащей относительно битуминозного песка. Как только между скважинами устанавливалось сообщение, начинали непрерывное нагнетание пара со скоростями нагнетания и извлечения, которые регулировали с попеременным повышением давления и вдувания в пластовый резервуар (см. издание А1Ъег1а Ой §аий8 ТесЬпо1о§у апй Кекеагсй АиШогйу, АО8ТКА Тесйшса1 НапйЪоок оп Ой 8апй8, Вйитепк апй Неауу ОШ (Техническое руководство компании АО8ТКА по битуминозным пескам, битумы и тяжелые нефти), Эдмонтон, 1989). Компания §йе11 Сапайа Ытйей представила исторический обзор об альтернативах добычи полезных ископаемых в своей заявке 2009 г. Совету по охране энергетических ресурсов (ЕКСВ) провинции Альберта, Канада, проект Сагтоп Сгеек. Обобщая свою собственную концепцию РСБЭ, компания §йе11 утверждает: пар нагнетается в донную водную зону (самую нижнюю область от 4 до 6 м пластового резервуара с толщиной 25 м) при высоких скоростях и давлениях нагнетания. Темпы добычи из эксплуатационных скважин варьировали бы между периодами низких и высоких уровней. Это вызывает цикличность высокого пластового давления во время низких темпов добычи и низкого пластового давления во время высоких темпов извлечения. Как ожидалось, пар вытеснялся бы в верхние части пластового резервуара, и битум добывали бы в условиях гравитационного режима пласта. Эти предположения не оправдались во время этапа крупномасштабной разработки, и добыча была признана экономиче- 1 026516 ски нецелесообразной.
Заявитель понимает, что для продолжения эксплуатации этого месторождения впоследствии были использованы технологии С88. В этих обстоятельствах технология С88 все еще сопряжена с трудностями. Как правило, для сбора нагретой, сделанной более подвижной нефти должны были быть предусмотрены верхняя нагнетательная скважина для нагнетания пара и формирования паровой камеры, чтобы повысить подвижность нефти, и нижняя продуктивная скважина. Продуктивную скважину размещают примерно на 5 м выше подошвы пласта битуминозного песка, и нагнетательную скважину еще примерно на 5 м выше продуктивной скважины. Положение продуктивной скважины на расстоянии около 5 м над подошвой известно как расположение во избежание или для замедления прорыва из зоны поглощения, или зоны основного водоносного горизонта. Это также имеет результатом потерю возможности разработки этих нижних 5 м, для которой могли бы быть доступны только от 15 до 25 м толщины зоны. Эта и прочие тонкие продуктивные зоны по-прежнему являются в высшей степени недоразработанными.
Заявитель полагает, что в прекращение использования этой методологии внесли свой вклад расходы на производство пара на поверхности только для компенсации потери вследствие огромного рассеяния теплоты в водной зоне.
Еще одной общеизвестной проблемой, связанной с нижележащими водными зонами, является тенденция к образованию конуса обводнения. Вода, будучи более подвижной, предпочтительно мигрирует к продуктивной скважине, минуя нефтяную залежь.
Кроме того, в термическом методе ЕОК теплопередача в покрывающую породу традиционно рассматривалась как достойная сожаления потеря энергии.
Заявитель полагает, что современные ίη-δίΐυ способы не нашли успешного применения вследствие потерь энергии, и оказались скомпрометированными из-за нижележащей воды. Кроме того, некоторые пласты были подвергнуты стимуляции, ограниченной методами холодной добычи, такими как извлечение тяжелой нефти в неуплотненном песке, который мог присутствовать в продуктивных зонах, слишком тонких для метода δΆΟΌ.
Требуются усовершенствованные способы, которые извлекают больше полезных ископаемых и с благоприятными экономическими показателями.
Сущность изобретения
В одном варианте исполнения представлен способ термического ЕОК для подземного пласта, включающий стадию, в которой подводят тепловую энергию в нижнюю зону, которая является нижележащей относительно первого нефтеносного пласта в верхней зоне. Тепловая энергия, которая распространяется вверх через нижнюю зону, разогревает этот первый нефтеносный пласт снизу. Нагретая нефть становится более подвижной для легкого извлечения из верхней зоны.
В еще одном варианте исполнения нижняя зона могла бы быть изолирована от верхней зоны по существу непроницаемым слоем, таким как покрывающая порода или слой глинистого сланца. Соответственно этому тепловая энергия передается верхней зоне путем теплопроводности, и добычу из верхней зоны проводят традиционным способом или применяют вытеснение для содействия извлечению подвижной нефти.
В еще одном варианте исполнения сама нижняя зона представляет собой второй нефтеносный пласт, изолированный от верхнего, первого нефтеносного пласта. Тепловая энергия, полученная верхней зоной, может представлять собой теплоту, неиспользованную в покрывающей породе от термического метода ЕОК, который проводили в нижней зоне.
Для подведения тепловой энергии в нижнюю зону могут быть использованы многообразные известные методологии, в том числе системы δΛΟΌ, нагнетание пара, генерирование пара ίη-κίΐυ и забойные горелки.
В еще одном варианте исполнения представлен способ термического ЕОК, включающий стадию, в которой вводят газ и пар в нижнюю зону, содержащую воду основного водоносного горизонта, причем оба из них оказываются расположенными ниже нефтеносного пласта в верхней зоне. Более тяжелый газ и более легкий пар под действием силы тяжести разделяются с расслоением, образуя изолирующий слой из газа под слоем пара. Соответственно этому пар изолирован от практически бесконечного рассеяния тепла в основном водоносном горизонте, причем пар передает преобладающую долю своей тепловой энергии вверх в вышележащий нефтеносный пласт. Как отмечено выше, тепловая энергия нагревает нефть, снижая ее вязкость, и делает нефть более подвижной для добычи. Там, где нижняя зона сообщается с верхней зоной, пар также служит для вытеснения подвижной нефти к одной или более продуктивным скважинам, размещенным поодаль в стороне от места введения пара. Вода основного водоносного горизонта в нижней зоне постепенно вытесняется радиально наружу, образуя чашеобразную поверхность раздела, или перевернутый конус, раскрывающую все увеличивающиеся области верхней зоны для поступления тепловой энергии. Когда пар конденсируется, увеличенная плотность водного конденсата заставляет его просачиваться вниз через газовый слой в нижележащий основной водоносный горизонт. В одном варианте исполнения одну или более продуктивных скважин заканчивают внутри нефтеносного пласта. В еще одном варианте исполнения один или более параметров из температуры, вязкости или состояния газа отслеживают для выявления, местоположения или степени мобилизации нефти, и соответ- 2 026516 ственно этому одну или более продуктивных скважин заканчивают внутри нефтеносного пласта там, где нефть была сделана подвижной. Когда условия мобилизации изменяются, может быть выполнено повторное заканчивание продуктивных скважин на иных глубинах.
В еще одном варианте исполнения один или оба из первого или второго нефтеносных пластов представляют собой пласты с тяжелой нефтью. В еще одном варианте исполнения нефтеносные пласты представляют собой пласты битуминозного песка. В еще одном варианте исполнения нефтеносный пласт представляет собой пласт битуминозного песка, слишком тонкий для традиционной разработки с использованием метода 8ΑΟΌ. В еще одном варианте исполнения, и в качестве источника тепловой энергии, газ и пар вводят в нижнюю зону от работы забойной горелки. В еще одном варианте исполнения забойная горелка создает высокую температуру, горячий газообразный СО2, и пар образуется в результате взаимодействия горячего газа и воды, причем воду выбирают из ίη-δίΐιι основного водоносного горизонта или нагнетаемой воды.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 схематически представляет нагнетательную скважину для подведения тепловой энергии, законченную в нижней водной зоне, согласно первому варианту исполнения;
фиг. 2 иллюстрирует нагнетательную скважину для подведения тепловой энергии к нижней водной зоне, развитие газо-водного изолирующего слоя и оптимизированную термическую стимуляцию и мобилизацию;
фиг. 3А-3С иллюстрируют разнообразные варианты заканчивания с течением времени, или различное расстояние, для оптимального извлечения подвижной нефти;
фиг. 4 представляет схематическую иллюстрацию термического процесса в зоне подстилающей породы для передачи тепловой энергии от этого процесса для поступления ее в верхнюю углеводородную зону для термического ЕОК;
фиг. 5 представляет схематическую иллюстрацию термического ЕОК в нижней углеводородной зоне и поступление тепловой энергии от этого процесса в верхнюю углеводородную зону для термического ЕОК;
фиг. 6А представляет схематическую иллюстрацию еще одного варианта исполнения, предусматривающего паровой метод ЕОК, такой как 8ΑΟΌ, в нижней углеводородной зоне, и поступление тепловой энергии от этого 8ΑΟΌ в верхнюю углеводородную зону для термического ЕОК;
фиг. 6В представляет схематическую иллюстрацию еще одного термического процесса, проводимого в первой зоне подстилающей породы, лежащей под второй и нижней углеводородной зоной, второго термического процесса для термического ЕОК, и третьей и вышележащей верхней углеводородной зоны для термического ЕОК.
Описание вариантов осуществления изобретения
В основополагающем варианте исполнения теплоту термической энергии подводят в нижнюю зону для передачи тепла в вышележащую верхнюю зону, имеющую по меньшей мере один первый нефтеносный пласт, который использует тепло от нагретого пласта, включающий тяжелую нефть, пригодную для третичного метода добычи нефти (ЕОК). Нижняя зона может представлять собой подстилающую породу, даже включающую воду, или основной водоносный горизонт, или может быть еще одной зоной, которую подвергают обработке методом ЕОК.
В одном варианте исполнения для этого первого нефтеносного пласта, который представляет собой зону тяжелой нефти, непригодную для δΑΟΌ по той или иной причине, в том числе потому, что она является слишком узкой или тонкой для размещения параллельных нагнетательных и продуктивных скважин, может быть полезной термическая стимуляция, как раскрытая здесь. Одной такой формой пласта является пласт, разрабатываемый с использованием метода Холодной Добычи Тяжелой Нефти с Песком, или СНОР8. В традиционном методе СНОР8 нефть извлекают совместно с пластовым песком, с образованием червоточин в песчаном пласте, которые позволяют большему количеству нефти достигать продуктивных скважин. Как заявитель понимает механизм этого, вблизи продуктивных скважин создается область низкого давления, обычно при использовании объемных насосов с перемещающимися полостями. Фаза с растворенным газом переходит в пар, переводит нефть и песок в жидкотекучее состояние, которые перетекают в область низкого давления и извлекаются. В провинции Альберта, Канада, от 3 до 8% первоначального объема нефти в коллекторе добывают совместным извлечением с песком в результате образования червоточин и флюидизации. Кроме того, заявитель полагает, что существование червоточин, преобладающих в верхней части пласта, может быть противопоказанным для применения стимулированной паром добычи, поскольку червоточины могут преимущественно направлять пар в сторону от целевой нефти.
Однако заявитель отмечает, что введение дополнительного фактора, а именно вытеснения созданием вспененной нефти путем повышения температуры на несколько градусов, до сих пор неизвестно в добыче методом СНОР8. Здесь для неразрабатываемых или истощенных месторождений с надлежащими условиями пластового резервуара применим метод вытеснения, стимулированного вспененной нефтью (ЗГОЭ). Этот способ может интенсифицировать развитие червоточин и продлить время их существования. ЗРОЭ-процесс стимулирует первый нефтеносный пласт подверганием целевого пластового резер- 3 026516 вуара воздействию тепла снизу, которое он получает от подстилающей породы или нижней зоны. Этим создается в основном линейное непрерывное повышение температуры внутри вышележащего целевого пласта, которое усиливает высвобождение растворенного газа из жидкостной фазы нефть/вода. Процессу будет способствовать любой источник, подводящий тепловую энергию к донной части подстилающей породы пластового резервуара. Повышение температуры стимулирует выделение растворенного газа из состояния текучей среды, усиливая механизмы первоначального вытеснения и извлечения до преобладания вытеснения в температурном поле. Здесь, если в нижней зоне уже реализуют технологию термического ЕОК, отбросное тепло будет стимулировать процесс в верхней зоне.
Когда вышележащий пластовый резервуар с тяжелой нефтью реагирует на распространение тепла, создается вытеснение вспененной нефтью, которая течет через сеть червоточин в нефтесборную систему продуктивных скважин. Когда создается пористость, и расширяется сеть каналов (червоточин) с высокой проницаемостью, происходит прорыв, который создает сеть. Со временем добыча смещается к эксплуатации в условиях самотечного дренажа со свободным течением под действием силы тяжести. Сеть червоточин разрастается по ходу процесса мобилизации нефти, создавая пористость, которая обеспечивает маршрут для течения остаточной нефти в застойных зонах в продуктивные скважины.
Применение метода 8ΡΟΌ в истощенных после СНОР8 пластовых резервуарах будет продлевать продолжительность рентабельной эксплуатации месторождения, приводя к повышению нефтеотдачи. Для достижения оптимальной выгоды решение о том, какие пласты являются подходящими для термической стимуляции от подстилающей породы, может быть принято с учетом определенных геологических и пластовых условий. В идеальном случае нижняя зона представляет собой второй нефтеносный пласт, который способен обеспечить возможность выполнения термического ЕОК, и который залегает отделенным от первого нефтеносного пласта верхней зоны мало- или непроницаемым слоем или покрывающей породой. Целевой зоной является зона, пригодная для выполнения вытеснения вспененной нефтью.
Со ссылкой на фиг. 4 можно видеть общий вариант исполнения с использованием теплоты подстилающей породы для термической стимуляции вышележащего целевого пласта. Эта вышележащая, или верхняя, зона 10 содержит первый пласт тяжелой нефти, пригодный для добычи методом СНОР8, который залегает над нижней зоной 12. Тепло подводится в нижнюю зону 12 от термического источника 14, такого как с использованием нагнетания пара из паронагнетательной скважины, ш-кйи-генерирование пара, или применение более масштабного источника энергии, такого как от работы забойной горелки для образования горячих газообразных продуктов горения и пара. Одна форма забойной горелки описана в РСТ-публикации АО 2010/081239, опубликованной 22 июля 2010 г., для получения пара и газообразных продуктов горения. В частности, там, где верхняя зона 10 изолирована от нижней зоны 12 по существу непроницаемым пластом или слоем 16, тепловая энергия О из процесса, протекающего в нижней зоне 12, передается вверх путем теплопроводности, в этом случае в верхнюю зону 10. Тяжелая нефть 20 в верхней зоне 10 становится подвижной так, как при 8Ρ0Ό, и извлекается через продуктивные скважины 22, законченные в верхней зоне 10. В нижней зоне 12 вода или эмульсия при необходимости может быть удалена с использованием эксплуатационных скважин 24, законченных в нижней зоне 12 и находящихся в местах, расположенных поодаль в стороне от источника 14 тепла.
С обращением к фиг. 5 можно видеть еще один вариант исполнения с использованием тепла подстилающей породы для первой термической стимуляции вышележащей целевой, или верхней, зоны 10, в то же время с проведением второй термической стимуляции в нижней зоне 12. Первый нефтеносный пласт в верхней зоне 10 залегает над вторым нефтеносным пластом в нижней зоне 12. Тепло подводят в нижнюю зону 12, в этом примере также представляющую собой углеводородную зону, которую подвергают термической стимуляции. В этом варианте исполнения тепло может быть подведено через систему δΛΟΌ, имеющую по меньшей мере одну паронагнетательную скважину и одну продуктивную скважину, для термической стимуляции и добычи из этой нижней зоны 12. Нижняя зона 12 может быть подходящей для выполнения метода 8ΆΟΌ в том плане, что имеет достаточные толщину и геологические условия. Если она для этого не подходит, то есть представляется слишком тонкой или мелкой, чтобы разместить традиционные для δΛΟΌ нагнетательные и продуктивные скважины вследствие минимальных пространственных условий и тому подобных, то такие проблемы разрешаются с использованием источника 14 тепла, такого как нагнетание пара, т-8Йи-генерирование пара, или применение более масштабного источника энергии, такого как от работы забойной горелки. Одна форма забойной горелки описана в РСТпубликации АО2010/081239, опубликованной 22 июля 2010 г., авторами ЗеНпсИсг и др. Источник 14 тепла в форме парового инжектора может представлять собой вертикальный или горизонтальный паровой инжектор, или один или более ш-8Йи-генераторов пара, которые пересекают зону, смежную с одной или более вертикальными или горизонтальными эксплуатационными скважинами 24, предназначенными для сбора подвижной нефти из нижней зоны 12. Независимо от способов термически интенсифицированной добычи нефти в нижней зоне, тепловая энергия О. которая в противном случае была бы потеряна, теперь повторно используется для нагревания верхней зоны 10, в этом случае верхней зоны тяжелой нефти.
Тепловая энергия от процесса, протекающего в нижней зоне 12, передается путем теплопроводно- 4 026516 сти, через по существу непроницаемый слой 16, и поступает в вышележащую, верхнюю зону 10 тяжелой нефти. Тяжелая нефть 20 в верхней зоне 10 становится более подвижной и извлекается из нее. Подвижная нефть, вода, нефть или эмульсия могут быть удалены при необходимости с использованием эксплуатационных или продуктивных скважин 24, законченных в нижней зоне 12, размещенных на расстоянии от источника 14 тепла.
Со ссылкой на фиг. 6А можно видеть несколько других вариантов исполнения, включая основной вариант исполнения, подобных приведенным в фиг. 5, в которых источник 14 тепла, такой как 8ΑΟΌ, через горизонтальную паронагнетательную скважину 30 стимулирует термическую мобилизацию нефти 36 для извлечения по горизонтальной продуктивной скважине 31, обе из которых закончены в нижней зоне 12. Пар 34 из источника 14 тепла или нагнетательной скважины 30 доставляет теплоту 01 в верхнюю зону 10 для мобилизации нефти 2 0 для сбора у горизонтальной продуктивной скважины 31. Остаточное отбросное тепло, или тепловая энергия Ц1, передается вверх для вторичной стимуляции тяжелой нефти 29 в верхней зоне 10.
С обращением к фиг. 6В можно видеть, что некоторые зоны могут быть стимулированы с использованием разнообразных комбинаций источников тепла в нижележащих зонах. Как показано в фиг. 6В, первый и самый глубокий источник 44 тепловой энергии 02 представляет собой забойную горелку и процесс генерирования пара, такой как подробно описанный в патентном документе \У0 2010/081239 авторами §сЬие1бет и др. Тепло 02 от этого самого глубоко расположенного процесса поступает во вторую, вышележащую нижнюю зону 12. Тепло 02. воспринятое нижней зоной 12, является дополнительным второму источнику 14 тепловой энергии Ц1, такому как процесс ЕОК с нагнетанием пара, расположенному в нижней зоне 12. Процесс ЕОК с нагнетанием пара может включать 8ΑΟΌ, имеющий горизонтальную нагнетательную скважину 30 и горизонтальную продуктивную скважину 31. Тепловая энергия 01 от второго источника 14 тепла и остаточное тепло 02 от первого источника 44 тепла поступают в третью, верхнюю зону 10 для термического ЕОК.
Зоны основного водоносного горизонта.
Как показано в фиг. 1, в еще одном варианте исполнения нефтеносный пласт, или верхняя зона, 110 является вышележащим и находится в сообщении с нижележащей зоной, содержащей основной водоносный горизонт 112, такой как нижележащая подошва, или зона 113 основного водоносного горизонта, что характерно для некоторых областей в провинции Альберта, Канада.
С привлечением раскрытых здесь вариантов исполнения наиболее выгодно разрабатывать пласты с тяжелой нефтью, включающие формы нефти, типично добываемые с использованием описанных выше термических способов и нетермических способов. Обеспечивают доступ к зоне 113 основного водоносного горизонта и заканчивают скважины для введения горячих неконденсируемых газов в водную зону. Термин неконденсируемый означает газы, которые не конденсируются в условиях пласта. Термин введение включает нагнетание в пласт в такой точке, как нагнетательная скважина 114, или генерирование в такой точке пласта, как размещенный в пласте скважинный инструмент 115. Неконденсируемые газы могут быть горячими газами, которые включают продукты горения, такие как диоксид углерода СО2, которые вводят горячими, или которые образуются в стволе скважины, например, забойной горелкой. Давление (Ρίη|) нагнетания будет более высоким, чем давление (РЬет) в зоне основного водоносного горизонта, и давление РЬет в зоне 113 основного водоносного горизонта будет выше, чем давление Рой в пласте с тяжелой нефтью. Регулированием давления можно содействовать вытеснению и избегать самотечного дренажа подвижной нефти.
Подвижность тяжелой нефти 120 является плохой в условиях начальной ш-яйи температуры. Соответственно этому тяжелая нефть 120 поначалу образует барьер с низкой проницаемостью, и горячие газы 117, нагнетаемые в зону 113 основного водоносного горизонта, вытесняют воду 112 радиально и в сторону от точки введения, такой как нагнетательная скважина 114, создавая чашеобразную поверхность раздела, или перевернутый конус, из поднимающихся вверх горячих газов 117. Горячие газы 117 подводят достаточно энергии для создания пара 116, либо из воды 112 в зоне 113 основного водоносного горизонта, либо из нагнетаемой воды. Воду вводят для смешения с горячими газами, или же горячими газами нагревается погребенная вода, или вода основного водоносного горизонта, образуя пар 116. Пар 116 и горячие газы 117 вытекают в зону 113 основного водоносного горизонта.
Когда горячий газ представляет собой СО2, плотность горячего газа, при тех же самых условиях давления и температуры в буровой скважине, является в несколько раз большей, чем плотность пара. Кроме того, подвижность горячего СО2 через пластовый резервуар является меньшей, чем у пара. Соответственно этому пар 116 под действием силы тяжести склонен отделяться от горячего газа 117, или СО2, и образовывать слой, причем более тяжелый СО2 перемещается вниз, и пар мигрирует вверх. СО2 образует изолирующий слой 119 между водой 112 основного водоносного горизонта и паром 116.
Таким образом, пар 116 приходит в контакт с вышележащей зоной 110, содержащей тяжелую нефть, перенося тепловую энергию О как результат скрытой теплоты испарения воды, преимущественно в эту вышележащую верхнюю зону 110, когда пар конденсируется, и соответственно этому сводится к минимуму потеря тепла в воду 112 основного водоносного горизонта. Когда пар конденсируется с образованием воды, более высокая плотность воды заставляет ее просачиваться вниз через слой СО2 и при- 5 026516 соединяться к воде 112 основного водоносного горизонта или смешиваться с нею.
Этот перенос тепловой энергии О становится максимальным в вышележащем пласте 110 с тяжелой нефтью, и сводится к минимуму потеря тепла в поглощающую тепло подошвенную воду 112 в зоне 113 основного водоносного горизонта. В противоположность этому, в прототипном ΡϋδΌ и традиционных способах нагнетания пара предполагается, что вводимое тепло передается в воду основного водоносного горизонта.
Как показано в фиг. 2, подвижная нефть 120 вытесняется воздействием пара или газа в сторону продуктивных скважин 122.
При начальных условиях пласта тяжелая нефть может быть очень вязкой, имеющей вязкость вплоть до сотен тысяч сантипуаз (сП), будучи неподатливой и малоподвижной, и неизвлекаемой с использованием традиционных средств. Для сравнения, вода имеет вязкость менее 1 сП. В варианте исполнения с использованием слоя пара 116 и горячего газа 117, при наличии изолирующего слоя 119, теплота О теперь эффективно передается в пласт с тяжелой нефтью в верхней зоне 110. При температурах конденсации пара вязкость тяжелой нефти может падать на многие порядки величины, до сотен или десятков сантипуаз, становясь извлекаемой с использованием известных способов добычи из продуктивной скважины. Когда подвижность тяжелой нефти в пласте с тяжелой нефтью возрастает, пар продолжает эффективно направляться выше и еще больше распространяться радиально в пласте с тяжелой нефтью.
Как показано в фиг. 2, одна или более продуктивных скважин 122, или расстановка продуктивных скважин 122, извлекают подвижную нефть 120 из мест в верхней зоне 110, расположенных в стороне от нагнетательной скважины 114, законченной в нижней зоне 113. Возможны многообразные варианты добычи, и которые могут варьировать на протяжении периода мобилизации.
Как показано в фиг. 3А-3С и в одном варианте исполнения, продуктивная скважина или скважины закончены в пласте с тяжелой нефтью, или верхней зоне, 110. Поскольку вода может быть более чем в 100 раз подвижней, чем нефть, и фактически имеется неограниченный запас воды, обычно следует избегать заканчивания в зоне 113 основного водоносного горизонта, во избежание высокого содержания воды в добытой текучей среде, и, кроме того, следует заканчивать достаточно высоко в пласте с тяжелой нефтью во избежание образования конуса обводнения.
В одном варианте исполнения можно отслеживать температуру в стволе скважины и завершать или перфорировать продуктивную скважину 122 для размещения перфораций 130 в нефтеносном пласте согласно подвижности нефти или температурному профилю. Скважина 122 может быть повторно закончена (фиг. 3В, 3С) с размещением перфораций 130 выше в скважине 122, когда профиль температур со временем изменяется. Дополнительное средство для регистрации изменения подвижности нефти рядом с продуктивной скважиной 122 включает диаграммы нейтронного каротажа или измерение поведения газа.
В еще одном варианте исполнения следует выполнять перфорацию высоко в нефтяной зоне 110 и полагаться на вытеснение подошвенной водой, чтобы вытолкнуть подвижную нефть вверх к продуктивной скважине 122. В еще одном сценарии можно было бы перфорировать в середине нефтяной зоны 110 и рассчитывать на горизонтальный градиент давления для вытеснения нефти к продуктивной скважине. И в еще одном варианте действий можно было бы эксплуатировать генератор горячего газа и пара с нагнетанием в циклическом режиме. После прекращения нагнетания весь пар в конечном итоге сконденсируется, и СО2 переместится на верх нефтяной зоны, образуя газовую шапку. В этом случае затем можно было бы перфорировать ниже в нефтяной зоне 110 и рассчитывать на газовую шапку для вытеснения нефти к продуктивной скважине. Любой из этих сценариев мог бы быть использован на различных этапах разработки пласта или по мере истощения пластового резервуара.
Нагнетательная скважина 114 может нагнетать горячий газ, или горячий газ и воду в виде воды или в виде пара, или компоненты, которые при добыче образуют горячий газ и пар.
Один способ и устройство для производства тепла в скважине в форме пара и горячих газообразных продуктов горения (главным образом СО, СО2 и Н2О) описаны заявителем в находящейся одновременно на рассмотрении патентной заявке для устройства и способов скважинного генерирования пара и третичного метода добычи нефти (ЕОК). Описание скважинного генератора пара было заявлено 14 января 2010 г. в Канаде под серийным номером 2690105, и опубликовано в Соединенных Штатах 22 июля 2010 г. как патентный документ υδ 2010/0181069 А1, полное содержание обоих из которых включено здесь ссылкой.
В находящейся одновременно на рассмотрении патентной заявке заявителя на скважинный генератор пара и ЕОК, сборный узел забойной горелки сообщается по текучей среде с основной колонной насосно-компрессорных труб и размещен внутри целевой зоны. Сборный узел горелки создает полость горения при сжигании топлива и окислителя при температуре, достаточной для расплавления пластового резервуара или иным образом формирования полости. Затем сборный узел горелки продолжает горение в стационарном режиме для создания и поддержания горячих газообразных продуктов горения, чтобы они перетекали и проникали в целевую зону для создания газового фронта вытеснения. Воду нагнетают в целевую зону, выше по стволу скважины относительно полости горения, для создания парового фронта вытеснения. Здесь сборный узел горелки мог бы быть размещен внутри обсаженного ствола скважины в целевой зоне, причем сборный узел горелки имел бы высокотемпературное уплотнение обсадной колон- 6 026516 ны, приспособленное для закупоривания затрубного пространства обсадной колонны между забойной горелкой и обсаженным стволом скважины, и устройство для нагнетания воды в целевую зону выше уплотнения обсадной колонны. Высокотемпературное уплотнение обсадной колонны может проходить через искривления обсадной колонны, и является повторно используемым, не подвергаясь существенному вредному влиянию от циклической термообработки.
Полость горения может быть сформирована действием сборного узла горелки при температуре, достаточно высокой для расплавления пласта в целевой зоне. После этого поддерживают горение в стационарном режиме для обеспечения субстехиометрического горения топлива и кислорода для получения горячих газообразных продуктов горения (главным образом СО, СО2 и Н2О), которые поступают в целевую зону и проникают через нее. Горячие газообразные продукты горения создают газовый фронт вытеснения и нагревают целевую зону, смежную с полостью горения и стволом скважины. Добавлением воды в целевую зону вдоль затрубного пространства обсадной колонны выше полости горения направляют воду в верхнюю часть целевой зоны, соседнюю со стволом скважины, для бокового проникновения через нее. Нагнетаемая вода при боковом перемещении охлаждает ствол скважины, отбирая тепло горячих газообразных продуктов горения, и сводит к минимуму потерю тепла в пласт, смежный со стволом скважины. Кроме того, вода проникает в целевую зону сбоку и превращается в пар. Пар и горячие газообразные продукты горения в целевой зоне формируют паровой и газовый фронт вытеснения.
При использовании в контексте сценария вытеснения воды основного водоносного горизонта и в одном варианте осуществления настоящего изобретения применение забойной горелки и ш-8Йигенерирование пара соответствует как целям получения горячего газа, содержащего СО2, так и генерирования пара 116, либо при воздействии энергии от забойной горелки и воды основного водоносного горизонта, либо действием энергии от забойной горелки и добавляемой воды. Можно ожидать, что применением добавления воды, такого как через затрубное пространство обсадной колонны, вода основного водоносного горизонта когда-нибудь все дальше и дальше будет оттесняться от нагнетательной скважины.
В еще одном варианте исполнения, также схематически представленном в фиг. 1, первый нефтеносный пласт в верхней зоне 110 является вышележащим над не содержащей углеводородов подстилающей породой или другой нижней зоной, такой как зона 113 основного водоносного горизонта. Обеспечивают доступ к нижней зоне и выполняют заканчивание скважины 114 для введения неконденсируемых газов 117 в нижнюю зону. Опять же, термин неконденсируемый означает газы, которые не конденсируются в условиях пласта. Неконденсируемый газ также имеет более высокую плотность, чем плотность пара. Неконденсируемые газы могут включать продукты горения, такие как диоксид углерода СО2, которые вводят горячими, или которые образуются в стволе скважины, например, забойной горелкой. Неконденсируемый газ 117 также может представлять собой другой доступный газ, такой как азот (Ν2). Диоксид углерода и Ν2 являются более тяжелыми, чем пар 116, и будут скапливаться или образовывать изолирующий пузырь или слой 119 ниже нагнетаемого пара 116. Например, когда более тяжелый газ представляет собой СО2, плотность газа, даже при высокотемпературных условиях, таких как горение, генерирование или нагнетание пара, является в несколько раз более высокой, чем плотность пара. Кроме того, подвижность СО2 через пласт является меньшей, чем подвижность пара.
Соответственно этому пар 116 проявляет тенденцию к отделению от СО2, причем более тяжелый СО2 перемещается вниз, и пар мигрирует вверх. СО2 образует изолирующий пузырь или слой между нижележащей зоной и паром над нею. Таким образом, пар 116 приходит в контакт с вышележащей зоной 116, содержащей тяжелую нефть, перенося скрытую теплоту О парообразования воды в эту зону, когда пар 116 конденсируется, и потеря тепла в нижележащую зону 113 или воду 112 основного водоносного горизонта сводится к минимуму. Когда вода из поверхности раздела пар/тяжелая нефть конденсируется, ее более высокая плотность побуждает ее просачиваться через слой СО2 в нижнюю зону и, в случае зоны 113 основного водоносного горизонта, объединяться с водой 112 основного водоносного горизонта или смешиваться с нею.
Для формирования газового пузыря или изолирующего слоя 119 у нижнего слоя и плавающего над ним пара 116 для переноса теплоты О в вышележащий слой 110 преимущественно с поверхности может нагнетаться СО2 промышленного производства, такой как газ, предназначенный для связывания, захоронения или секвестрации углерода.
Claims (13)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ термической добычи нефти из нефтеносного пласта, включающий стадии, на которых вводят смесь из пара и газа в нижнюю область, нижележащую относительно нефтеносного пласта, при этом газ имеет большую плотность, чем плотность пара;создают условия, обеспечивающие возможность газу отделяться от пара под действием силы тяжести для формирования изолирующего слоя из газа ниже пара для передачи преобладающей доли тепловой энергии вверх, что способствует термической мобилизации нефти для извлечения нефти через одну или несколько продуктивных скважин, размещенных на заданном расстоянии от места подведения тепловой энергии.
- 2. Способ по п.1, в котором нижняя область содержит зону основного водоносного горизонта, причем нижняя область лежит ниже верхней области, содержащей нефтеносный пласт, при этом газ формирует изолирующий слой ниже пара и между паром и основным водоносным горизонтом.
- 3. Способ по п. 1 или 2, в котором упомянутые одну или несколько продуктивных скважин заканчивают в указанной верхней области.
- 4. Способ по пп.1, 2 или 3, в котором подведение тепловой энергии в нижнюю область включает работу забойной горелки для получения пара и газообразных продуктов горения.
- 5. Способ по любому из пп.1-4, в котором подведение тепловой энергии в нижнюю область включает генерирование пара ш-§йи.
- 6. Способ по любому из пп.1-5, в котором верхняя область изолирована от нижней области, по существу, непроницаемым слоем.
- 7. Способ по любому из пп.1-6, в котором упомянутый нефтеносный пласт представляет собой первый нефтеносный пласт, а нижняя область представляет собой второй нефтеносный пласт.
- 8. Способ по п.1, в котором введение пара в нижнюю область дополнительно включает стадии, на которых размещают систему парогравитационного дренажа 8ΆΟΌ в нижней области, причем система 8ΆΟΌ имеет по меньшей мере одну паронагнетательную скважину и по меньшей мере одну продуктивную скважину;вводят пар по меньшей мере из одной паронагнетательной скважины; термически мобилизируют нефть во втором нефтеносном пласте;извлекают нефть из второго нефтеносного пласта по меньшей мере через одну продуктивную скважину;в соответствии с этим поступление тепловой энергии в верхнюю область дополнительно включает стадию, на которой остаточная тепловая энергия поступает из нижней области.
- 9. Способ по п.1, в котором нефтеносный пласт является вышележащим относительно основного водоносного горизонта и отделение газа от пара под действием силы тяжести формирует изолирующий слой между паром и основным водоносным горизонтом.
- 10. Способ по п.9, дополнительно включающий стадию, на которой вода, образованная при конденсации пара, стекает в основной водоносный горизонт.
- 11. Способ по п.9 или 10, дополнительно включающий стадию, на которой воду основного водоносного горизонта вытесняют для формирования перевернутого конуса из газа и пара, который изолирован от основного водоносного горизонта.
- 12. Способ по любому из пп.1-11, дополнительно включающий стадию, на которой подвергнутую термической мобилизации нефть вытесняют для извлечения через одну или несколько продуктивных скважин.
- 13. Способ по п.12, в котором подвергнутую термической мобилизации нефть вытесняют введением газа и пара.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US33364510P | 2010-05-11 | 2010-05-11 | |
| US35641610P | 2010-06-18 | 2010-06-18 | |
| US42148110P | 2010-12-09 | 2010-12-09 | |
| PCT/CA2011/050283 WO2011140652A1 (en) | 2010-05-11 | 2011-05-09 | Thermal mobilization of heavy hydrocarbon deposits |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201291214A1 EA201291214A1 (ru) | 2013-04-30 |
| EA026516B1 true EA026516B1 (ru) | 2017-04-28 |
Family
ID=44910730
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201291214A EA026516B1 (ru) | 2010-05-11 | 2011-05-09 | Термическая мобилизация залежей тяжелых углеводородов |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US20110278001A1 (ru) |
| CN (1) | CN102971491A (ru) |
| BR (1) | BR112012028891A2 (ru) |
| CA (1) | CA2739252C (ru) |
| CO (1) | CO6592027A2 (ru) |
| EA (1) | EA026516B1 (ru) |
| MX (1) | MX2011004735A (ru) |
| WO (1) | WO2011140652A1 (ru) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8899327B2 (en) * | 2010-06-02 | 2014-12-02 | World Energy Systems Incorporated | Method for recovering hydrocarbons using cold heavy oil production with sand (CHOPS) and downhole steam generation |
| WO2013089973A1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Conocophillips Company | In situ rf heating of stacked pay zones |
| CA2835534A1 (en) * | 2012-11-28 | 2014-05-28 | Nexen Energy Ulc | Method for increasing product recovery in fractures proximate fracture treated wellbores |
| CN104314543B (zh) * | 2014-10-11 | 2017-01-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于降低热损失的井筒以及方法 |
| WO2021220040A1 (en) * | 2020-05-01 | 2021-11-04 | Canwhite Sands Corp. | Air lifting sand |
| CN113944450A (zh) * | 2020-07-15 | 2022-01-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于多层稠油油藏的单层火驱多层受热生产的采油方法 |
| CA3169248A1 (en) * | 2021-08-05 | 2023-02-05 | Cenovus Energy Inc. | Steam-enhanced hydrocarbon recovery using hydrogen sulfide-sorbent particles to reduce hydrogen sulfide production from a subterranean reservoir |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4124071A (en) * | 1977-06-27 | 1978-11-07 | Texaco Inc. | High vertical and horizontal conformance viscous oil recovery method |
| US4398602A (en) * | 1981-08-11 | 1983-08-16 | Mobil Oil Corporation | Gravity assisted solvent flooding process |
| US4489783A (en) * | 1982-12-07 | 1984-12-25 | Mobil Oil Corporation | Viscous oil recovery method |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3159215A (en) * | 1958-09-23 | 1964-12-01 | California Research Corp | Assisted petroleum recovery by selective combustion in multi-bedded reservoirs |
| US3147804A (en) * | 1960-12-27 | 1964-09-08 | Gulf Research Development Co | Method of heating underground formations and recovery of oil therefrom |
| US3167120A (en) * | 1961-06-15 | 1965-01-26 | Phillips Petroleum Co | Recovery of crude petroleum from plural strata by hot fluid drive |
| CA2096034C (en) * | 1993-05-07 | 1996-07-02 | Kenneth Edwin Kisman | Horizontal well gravity drainage combustion process for oil recovery |
| US6050335A (en) * | 1997-10-31 | 2000-04-18 | Shell Oil Company | In-situ production of bitumen |
| US8091625B2 (en) * | 2006-02-21 | 2012-01-10 | World Energy Systems Incorporated | Method for producing viscous hydrocarbon using steam and carbon dioxide |
| CN1888382A (zh) * | 2006-07-19 | 2007-01-03 | 尤尼斯油气技术（中国）有限公司 | 一种深层低渗透油层稀油火驱水平井注气水平井采油工艺技术 |
| CN101122224B (zh) * | 2006-08-11 | 2010-07-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种厚层普通稠油油藏的重力辅助蒸汽驱开采方法 |
| CA2631977C (en) * | 2008-05-22 | 2009-06-16 | Gokhan Coskuner | In situ thermal process for recovering oil from oil sands |
| CN101592028B (zh) * | 2008-05-28 | 2012-01-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种气体辅助sagd开采超稠油的方法 |
| CA2747045C (en) * | 2008-11-03 | 2013-02-12 | Laricina Energy Ltd. | Passive heating assisted recovery methods |
| EA029006B1 (ru) * | 2011-11-16 | 2018-01-31 | Ресорсиз Инновейшнз (Интернэшнл) Лимитед | Способ инициирования парогравитационного дренажа |
| US20140251596A1 (en) * | 2013-03-05 | 2014-09-11 | Cenovus Energy Inc. | Single vertical or inclined well thermal recovery process |
-
2011
- 2011-05-04 MX MX2011004735A patent/MX2011004735A/es active IP Right Grant
- 2011-05-09 US US13/103,876 patent/US20110278001A1/en not_active Abandoned
- 2011-05-09 BR BR112012028891A patent/BR112012028891A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2011-05-09 EA EA201291214A patent/EA026516B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-05-09 CN CN2011800234901A patent/CN102971491A/zh active Pending
- 2011-05-09 WO PCT/CA2011/050283 patent/WO2011140652A1/en active Application Filing
- 2011-05-09 CA CA2739252A patent/CA2739252C/en active Active
-
2012
- 2012-12-11 CO CO12223978A patent/CO6592027A2/es active IP Right Grant
-
2013
- 2013-12-11 US US14/103,366 patent/US9534482B2/en active Active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4124071A (en) * | 1977-06-27 | 1978-11-07 | Texaco Inc. | High vertical and horizontal conformance viscous oil recovery method |
| US4398602A (en) * | 1981-08-11 | 1983-08-16 | Mobil Oil Corporation | Gravity assisted solvent flooding process |
| US4489783A (en) * | 1982-12-07 | 1984-12-25 | Mobil Oil Corporation | Viscous oil recovery method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2739252A1 (en) | 2011-11-11 |
| WO2011140652A1 (en) | 2011-11-17 |
| US9534482B2 (en) | 2017-01-03 |
| US20140096961A1 (en) | 2014-04-10 |
| CA2739252C (en) | 2018-07-03 |
| CO6592027A2 (es) | 2013-01-02 |
| CN102971491A (zh) | 2013-03-13 |
| US20110278001A1 (en) | 2011-11-17 |
| EA201291214A1 (ru) | 2013-04-30 |
| BR112012028891A2 (pt) | 2017-12-19 |
| MX2011004735A (es) | 2011-11-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20210277757A1 (en) | Pressure assisted oil recovery | |
| CA2975611C (en) | Stimulation of light tight shale oil formations | |
| US8056624B2 (en) | In Situ heavy oil and bitumen recovery process | |
| US6918444B2 (en) | Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock | |
| US4390067A (en) | Method of treating reservoirs containing very viscous crude oil or bitumen | |
| CA2815737C (en) | Steam assisted gravity drainage with added oxygen geometry for impaired bitumen reservoirs | |
| EA026516B1 (ru) | Термическая мобилизация залежей тяжелых углеводородов | |
| AU2001250938A1 (en) | Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock | |
| CA2698454C (en) | Improved in-situ combustion recovery process using single horizontal well to produce oil and combustion gases to surface | |
| CA2766838C (en) | Enhancing the start-up of resource recovery processes | |
| CA2839518C (en) | Recycling co2 in heavy oil or bitumen production | |
| CA2847759C (en) | A method of enhancing resource recovery from subterranean reservoirs | |
| US11428085B2 (en) | Systems and methods for enhanced hydrocarbon recovery | |
| US9284827B2 (en) | Hydrocarbon recovery facilitated by in situ combustion | |
| CA2898065C (en) | Pressure cycling with mobilizing fluid circulation for heavy hydrocarbon recovery | |
| Abdulkadir et al. | Application of thermal methods for heavy oil recovery: Phase one | |
| Fang et al. | Recycling CO 2 in heavy oil or bitumen production |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |