EA026744B1 - Способ добычи углеводородов - Google Patents
Способ добычи углеводородов Download PDFInfo
- Publication number
- EA026744B1 EA026744B1 EA201290751A EA201290751A EA026744B1 EA 026744 B1 EA026744 B1 EA 026744B1 EA 201290751 A EA201290751 A EA 201290751A EA 201290751 A EA201290751 A EA 201290751A EA 026744 B1 EA026744 B1 EA 026744B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- solvent
- injection
- wells
- injected
- condensable gas
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 58
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 37
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 36
- 230000008569 process Effects 0.000 title abstract description 12
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract description 12
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 177
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 91
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 91
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 49
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 21
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims abstract description 17
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 4
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 5
- 239000001273 butane Substances 0.000 claims description 5
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical group CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 abstract description 45
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 75
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 31
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 12
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 8
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 5
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 5
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 238000005204 segregation Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- -1 methanol Chemical class 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 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)
Abstract
Способ добычи углеводорода, такого как битум/сверхтяжелая нефть из содержащего углеводороды пласта, в котором расположены верхняя нагнетательная скважина и нижняя продуктивная скважина, при этом способ содержит этапы предварительного подогрева области вокруг скважин и между ними путем осуществления циркуляции горячего растворителя через законченный интервал каждой из скважин до достижения достаточной гидравлической связи между обеими скважинами; нагнетания одного или нескольких растворителей углеводородов в верхнюю нагнетательную скважину при критической или более высокой температуре растворителя или растворяющей смеси, в результате чего побуждают смесь углеводорода и растворителя стекать под действием силы тяжести к нижней продуктивной скважине; и доставки углеводорода на поверхность через нижнюю продуктивную скважину. Неконденсирующийся газ можно нагнетать в камеру растворителя, создаваемую растворителем углеводородов.
Description
Настоящее изобретение относится к способу нагнетания растворителя и газа при добыче битума и сверхтяжелой нефти (СТН) и, в частности, относится к извлечению растворителя при осуществлении способа нагнетания.
Предпосылки создания изобретения
Современные способы добычи включают в себя парогравитационное дренирование (ПГД) и вариант его с сопутствующим нагнетанием растворителя. Другим способом является так называемый процесс Ν-δο1ν (с использованием природного растворителя), разработанный корпорацией Ν-δο1ν.
Парогравитационное дренирование (А1ЪаЫай Л.У., ВаЬайадй Т., А егШеа1 ге\ле\у οί 1Нс δΐηΐτΐδ οί δΑΟΌ: АНсгс аге \ус апй \νΐ'ι;·ιΙ ίδ пс.\1?. δΡΕ 113283, 2008 δΡΕ АсЧсгп Кедюпаф Вакегейе1й, Сай&гша) представляет собой способ добычи битума и сверхтяжелой нефти, который восходит по времени к 1960ым годам. Пробуривают пару скважин, одну над другой. Верхнюю скважину используют для нагнетания водяного пара, по желанию совместно с растворителем. Нижнюю скважину используют для сбора горячего битума или сверхтяжелой нефти и конденсированной воды из водяного пара. Нагнетаемый водяной пар образует камеру, объем которой в пласте возрастает. Водяной пар нагревает нефть/битум и снижает ее/его вязкость так, что она/он может втекать в нижнюю скважину. Высвобождаемые при этом газы поднимаются в камере для водяного пара, заполняя свободное пространство, оставляемое нефтью. В соответствии с гравитационным режимом пласта поток нефти и воды стекает в нижний ствол скважины. Конденсированную воду и битум или сверхтяжелую нефть выкачивают на поверхность. Степень извлечения может составлять от 70 до 80%. Парогравитационное дренирование экономически более выгодно, чем старый способ нагнетания водяного пара под давлением.
Вариант способа парогравитационного дренирования с сопутствующим нагнетанием растворителя (Оир1а δ., ОЫшдк δ., РюЬегаск Р., 1и81дЫ ίπΐο δοте кеу ίδδίκδ \νί11ι δοΙναΚ а1йей ргосс88, 1СРТ, РеЪгиагу 2003, νο1.43, №2) нацелен на улучшение характеристик парогравитационного дренирования путем ввода растворяющих углеводороды добавок в нагнетаемый водяной пар. Рабочие условия способа с сопутствующим нагнетанием растворителя аналогичны рабочим условиям парогравитационного дренирования.
В способе Ν-δο1ν (№пшдег Ι.Ε., Сиппе\\1ек Ь., Бс\у ροίπΐ νδ ЪиЪЪ1е ροίπΐ: А т^δиийе^δΐοοй Μΐ·ΐδΐΗΐπιΙ οи дгауЦу йгатаде р^οсеδδеδ, С1РС 2009, рарег 065; №птдег Ι.Ε., Бипп δ.Ο., Ηον ίπδΐ ίδ δο1\Όΐ'ΐΙ Ъаδей дгауПу йга1паде, С1РС 2008, рарег 139) подогретый пар растворителя нагнетают в камеру гравитационного дренажа. Пар протекает из нагнетательной скважины к более холодному периметру камеры, где он конденсируется, отдавая теплоту, а свежий растворитель направляется в область извлечения битума. В пластовых условиях температура и давление при извлечении в способе Ν-δο1ν ниже, чем температура и давление при извлечении способом парогравитационного дренирования. Кроме того, при использовании растворителя можно извлекать из битума ценные компоненты и при этом оставлять высокомолекулярные, образующие кокс частицы. Затем конденсированный растворитель и нефть стекают под действием силы тяжести в нижнюю часть камеры и извлекаются через продуктивную скважину. Некоторые подробности способов извлечения растворителя описаны в патентных документах СА2351148, СА2299790 и СА2552482.
Известно, что в способе добычи с нагнетанием растворителя загрязняющие примеси могут включать в себя неконденсирующиеся газы, такие как диоксид углерода, которые могут действовать как барьер для процесса. Описаны способы удаления таких газов из камеры растворителя (например, в международной заявке А02008/009114).
Задача настоящего изобретения заключается в повышении добычи битума из пласта и повышении степени извлечения нагнетаемого растворителя.
Определение изобретения
Для этого настоящим изобретением предоставляется способ добычи углеводородов из содержащего углеводороды пласта, в котором расположены верхняя нагнетательная скважина и нижняя продуктивная скважина, при этом способ содержит этапы, на которых осуществляют циркуляцию растворителя через по меньшей мере часть обеих скважин до достижения гидравлической связи между обеими скважинами;
нагнетают один или несколько растворителей углеводородов в верхнюю нагнетательную скважину, в результате чего:
ί) создают камеру растворителя, состоящую из пара растворителя и жидкости, ίί) смешивают битум и растворитель на границе камеры растворителя, таким способом образованной,
ш) побуждают смесь углеводорода, подлежащего извлечению, и растворителя стекать вниз под действием силы тяжести и в стороны под действием градиента давления к нижней продуктивной скважине; и выдают смесь на поверхность через нижнюю продуктивную скважину; при этом неконденсирующийся газ нагнетают в камеру растворителя.
Кроме того, настоящим изобретением предоставляется способ добычи углеводородов из содержащего углеводороды пласта, в котором расположены верхняя нагнетательная скважина и нижняя продук- 1 026744 тивная скважина, при этом способ содержит этапы, на которых осуществляют циркуляцию растворителя через по меньшей мере часть обеих скважин до достижения гидравлической связи между обеими скважинами;
нагнетают один или несколько растворителей углеводородов в верхнюю нагнетательную скважину, в результате чего:
ί) создают камеру растворителя, ίί) смешивают битум и раствор на границе камеры растворителя, таким способом образованной, ίίί) побуждают смесь углеводорода и растворителя стекать вниз под действием силы тяжести и в стороны под действием градиента давления к нижней продуктивной скважине; и выдают смесь на поверхность через нижнюю продуктивную скважину; при этом неконденсирующийся газ нагнетают в камеру растворителя.
Под неконденсирующимся газом понимается любой газ или смесь газов, который имеет температуру конденсации ниже 0°С при атмосферном давлении (или температуру замерзания, если он не проходит через жидкую фазу). Типичные примеры включают в себя азот, низшие алканы, такие как метанол, или СО2 и смеси из них. Предпочтительным газом является метан.
Хотя при использовании горячего растворителя (т.е. при использовании растворителя при критической или более высокой температуре и/или выше 90°С) нагнетание неконденсирующегося газа в верхнюю нагнетательную скважину является особенно предпочтительным, его также можно с успехом использовать в других процессах извлечения растворителя, таких как способ Ν-δοίν, во время которого растворитель нагнетают при более низкой температуре.
Нагнетание неконденсирующегося газа можно осуществлять в конце периода добычи, в результате чего растворитель может быть получен обратно посредством нагнетания неконденсирующегося газа и снижения давления, также называемых фазой постепенного завершения. Обычно в течение фазы постепенного завершения расход неконденсирующегося газа при нагнетании меньше 10% расхода растворителя/растворяющей смеси. Типичный массовый расход растворителя при нагнетании на метр скважины находится в пределах от 200 до 400 кг/сутки.
Однако нагнетание неконденсирующегося газа можно с успехом использовать для других задач.
Кроме того, нагнетание неконденсирующегося газа можно осуществлять циклическим способом, также называемым циклической фазой, при этом нагнетание растворителя чередуют с нагнетанием неконденсирующегося газа, предпочтительно начиная с момента, когда камера растворителя достигает верхней части коллектора.
Для обеспечения сегрегации предпочтительно, чтобы в течение циклической фазы расход неконденсирующегося газа при инжекции составлял от 1 до 3% расхода растворителя; при этом менее плотный газ (неконденсирующийся газ) скапливается в верхней части коллектора и создает покров, тогда как растворитель продвигается вниз и в стороны.
Типичная продолжительность цикла нагнетания растворителя должна быть 6 месяцев и цикла нагнетания неконденсирующегося газа 3 месяца. Однако должно быть понятно, что способ изобретения не ограничен этими значениями.
Предпочтительно нагнетать неконденсирующийся газ или смесь при температуре начиная от температуры коллектора до температуры нагнетания растворителя и включая ее, более предпочтительно нагнетать приблизительно при такой же температуре, как температура нагнетания растворителя.
Таким образом, в одном предпочтительном классе осуществлений согласно любому аспекту настоящего изобретения неконденсирующийся газ (который является менее плотным, чем растворитель/растворяющая смесь) можно нагнетать в нагнетательную скважину с тем, чтобы вытеснять растворитель/растворяющую смесь с помощью процесса гравитационного вытеснения при нагнетании. На этой стадии способа растворитель/растворяющую смесь и нагнетаемый неконденсирующийся газ извлекают через продуктивную скважину. На поверхности неконденсирующийся газ отделяют от растворителя/растворяющей смеси и повторно нагнетают до тех пор, пока не будет достигнута достаточная степень извлечение растворителя/растворяющей смеси.
Использование неконденсирующегося газа может быть реализовано рядом различных способов. Его можно нагнетать через ту же самую нагнетательную скважину (нагнетательные скважины), которую используют для растворителя. В качестве варианта неконденсирующийся газ можно нагнетать через одну или несколько, предпочтительно вертикальных, отдельных нагнетательных скважин, предусмотренных непосредственно для этого. В случае последней конфигурации дополнительные нагнетательные скважины пробуривают так, чтобы нагнетаемые неконденсирующиеся газы нагнетались только в верхнюю часть камеры растворителя, при этом неконденсирующийся газ вводят только через отдельные скважины. Этим можно обеспечивать минимальное смешение нагнетаемого неконденсирующегося газа и горячих растворителей, но при дополнительных затратах, связанных с бурением, заканчиванием и модификациями верхней стороны.
В предпочтительном осуществлении способа согласно настоящему изобретению циркулирующий растворитель представляет собой один или несколько растворителей углеводородов, которые нагнетают в верхнюю нагнетательную скважину при критической или более высокой температуре растворителя или
- 2 026744 растворяющей смеси, в результате чего побуждают смесь углеводородов и растворителя собираться в нижней продуктивной скважине; а углеводороды извлекают из нижней продуктивной скважины.
Предпочтительно, растворители углеводородов нагнетают в верхнюю нагнетательную скважину так, чтобы температура растворителя или растворяющей смеси в верхней нагнетательной скважине была 90°С или выше, в результате чего побуждают смесь углеводородов и растворитель собираться в нижней продуктивной скважине.
Способ может также включать в себя этапы предварительного подогрева области вокруг скважин и между ними путем осуществления циркуляции горячего растворителя через по меньшей мере часть обеих скважин до достижения гидравлической связи между обеими скважинами, нагнетания одного или нескольких растворителей углеводородов в верхнюю нагнетательную скважину при критической или более высокой температуре или растворителя или растворяющей смеси, предпочтительно при 90°С или выше, выполняя которые побуждают смесь углеводородов и растворителя собираться в нижней продуктивной скважине, и извлечения углеводородов из нижней продуктивной скважины.
Нагнетание горячего растворителя при температуре выше критической повышает добычу битума и сверхтяжелой нефти из пласта. Способ Ν-δο1ν из предшествующего уровня техники протекает при низких температурах (обычно до 70°С), а в качестве предпочтительного растворителя в нем используют пропан. Это может приводить к низким скоростям стекания. Парогравитационное дренирование и парогравитационное дренирование с сопутствующим нагнетанием растворителя применяют при температурах выше 200°С, при этом расход энергии является высоким.
В отличие от этого в настоящем изобретении предпочтительно нагнетать растворитель углеводородов или растворяющую смесь при температуре от 90 до 400°С, более предпочтительно при температуре от 150 до 300°С. В способе водяной пар не используют.
Типичные растворители представляют собой низшие алканы, при этом бутан или пентан является предпочтительным.
В этом осуществлении настоящего изобретения обеспечивается меньший расход энергии и совсем не требуется использовать воду. Выбросы СО2 также значительно ниже. Кроме того, в настоящем изобретении достигаются более высокие скорости стекания нефти, чем в способе Ν-δοΙν, вследствие использования значительно более высокой температуры камеры растворителя по сравнению с температурой извлечения в способе Ν-δοΙν. В процессе нагнетания высокотемпературного растворителя согласно настоящему изобретению в пограничном слое между камерой растворителя и областью битума/сверхтяжелой нефти может также происходить деасфальтизация битума/сверхтяжелой нефти.
Однократное нагнетание неконденсирующегося газа может быть выполнено в конце или к концу периода добычи, но более предпочтительно чередовать периоды нагнетания растворителя и периоды нагнетания газа. Таким образом, процесс можно повторять в течение нескольких циклов, т.е. чередуя нагнетание горячего растворителя и нагнетание неконденсирующегося газа. Это приводит к постепенному увеличению количества неконденсирующегося газа, занимающего все больше и больше участков исходной камеры горячего растворителя, заполняющего сверху исходную камеру горячего растворителя, изменяющего эффективность вытеснения горячих растворителей и испаряющего и/или вытесняющего основную часть горячих растворителей в продуктивную скважину.
В общем случае растворитель и неконденсирующийся газ могут быть отделены от получаемого притока к скважине, подготовлены для циклического возращения в коллектор или реализованы для других применений.
В случае чередующихся циклов нагнетания газа и растворителя предпочтительно, чтобы последний период нагнетания из этих циклов был продолжительным периодом нагнетания неконденсирующегося газа для вытеснения остающейся газовой фазы горячего растворителя и испарения остающихся промежуточных компонентов из горячего растворителя и битума/сверхтяжелой нефти, извлекаемых в виде газа.
Следующий способ особенно пригоден для нагнетаний в пары горизонтальных продуктивных/нагнетательных скважин. После последнего периода нагнетания давление в коллекторе может быть снижено для расширения неконденсирующегося газа и обратного извлечения по возможности большего количества остающихся горячих растворителей и неконденсирующегося газа.
Нагнетание неконденсирующегося газа может обеспечить одно или несколько преимуществ, включая повышенную экономическую эффективность, обусловленную извлечением/повторным использованием растворителя, повышенное общее извлечение, меньшую вариацию темпа добычи сверхтяжелой нефти с течением времени и более высокую норму извлечения на единицу объема растворителя. На завершающих этапах циклического нагнетания горячих растворителей и высокотемпературных неконденсирующихся газов создается газовый покров в верхних частях камеры горячего растворителя. Это повышает добычу битума и сверхтяжелой нефти и позволяет извлекать нагнетаемые горячие растворители путем вытеснения и/или испарения.
Подробное описание изобретения
По существу, настоящее изобретение представляет собой гравитационный термический способ добычи битума и сверхтяжелой нефти, выполняемый с извлечением растворителя, который используют в
- 3 026744 термическом способе добычи.
Ниже представлены признаки не создающего ограничения, предпочтительного класса осуществлений этого способа изобретения с использованием по существу параллельных горизонтальных скважин, расположенных друг над другом, размещенных в нижней части коллектора, при этом вертикальное расстояние обычно составляет от 2 до 20 м, например 5 м. Как можно понять, в этой конфигурации параллельные скважины могут включать в себя равноотстоящие скважины, горизонтальные скважины и сильно искривленные скважинами.
Область вокруг скважин и между ними подогревают циркулирующим горячим растворителем на протяжении законченного интервала каждой из скважин до достижения достаточной гидравлической связи между скважины.
После окончания периода предварительного подогрева верхнюю скважину переоборудуют в нагнетательную скважину, а нижнюю скважину в продуктивную скважину.
Растворитель углеводородов (или смесь растворителей углеводородов) технической чистоты нагнетают в верхнюю скважину при критической или более высокой температуре.
Смесь битума/сверхтяжелой нефти и растворителя извлекают из нижней скважины.
Растворитель выделяют из извлекаемого притока к скважине и используют повторно.
Заявитель считает, что без ограничения какой-либо конкретной теорией в основе базового способа лежат следующие механизмы:
образование и расширение камеры растворителя, конденсация растворителя, происходящая на расстоянии от границы раздела камеры растворителя и холодного битума, подогрев битума/сверхтяжелой нефти теплообменом до температуры растворителя в окрестности границы раздела с растворителем (обычно в пределах нескольких метров), повышение растворимости нефти в растворителе путем механического/конвективного перемешивания и тем самым снижение вязкости битума/сверхтяжелой нефти, деасфальтизация битума/сверхтяжелой нефти (обогащение и снижение вязкости битума/сверхтяжелой нефти), гравитационное стекание битума/сверхтяжелой нефти.
Типичными растворителями, используемыми в любом способе настоящего изобретения, являются углеводороды, например низшие алканы, такие как пропан, бутан или пентан, но без ограничения ими, и смеси из них. Бутан или пентан является растворителем выбора, при этом пентан является предпочтительным. Критическую температуру растворителя или растворяющей смеси легко почерпнуть из стандартных справочников. Однако типичные пределы рабочих скважинных температур для способа настоящего изобретения, в частности для перечисленных растворителей, находятся в диапазоне 90-400°С, более предпочтительно от 150 до 300°С. Расход растворителя при нагнетании регулируют с учетом свойств коллектора (камеры).
Однократное нагнетание неконденсирующегося газа применяют в конце или к концу способа добычи или как вариант периоды нагнетания растворителя и нагнетания газа можно чередовать циклическим образом. Постепенное размещение (нагнетание) неконденсирующегося газа при таком решении будет оказывать аналогичное влияние на изменение эффективности вытеснения растворителем, и испарение, и/или вытеснение основных частей горячих растворителей в продуктивную скважину. В конце периода времени нагнетания растворителя можно продолжить нагнетание неконденсирующихся газов, чтобы вытеснить и извлечь остаток нефти. Наконец, давление в коллекторе снижают для расширения неконденсирующегося газа и извлекают обратно как можно большее количество остающихся горячих растворителей и неконденсирующегося газа.
Газ (например метан и/или азот) вводят при высокой температуре, предпочтительно при приблизительно такой же температуре, как температура горячего растворителя, и при этом нагнетают в горизонтальную нагнетательную скважину. Вследствие различия плотностей неконденсирующегося газа и горячих растворителей высокотемпературный неконденсирующийся газ будет вытеснять горячие растворители, перемещать вверх и создавать покров в верхних частях камеры горячего растворителя. При этом вследствие действия тепловой защиты частично снижаются тепловые потери, а также изменяется дальнейшее развитие камеры горячего растворителя, которая при своем развитии будет располагаться ниже и становиться более широкой по сравнению со случаем отсутствия нагнетания неконденсирующегося газа.
При изменении камеры горячего растворителя новые области битума будут подвергаться воздействию горячего растворителя (обычно клинья битума между продуктивной скважиной и нагнетательной скважиной) и потенциально будет возрастать добыча битума вследствие повышенной эффективности вытеснения горячими растворителями. В дополнение к этому будут извлекаться порции горячих растворителей вследствие вытеснения в продуктивные скважины неконденсирующимся газом и/или испарившиеся компоненты горячих растворителей, образующиеся в высокотемпературном неконденсирующемся газе.
Однако вместо однократного нагнетания неконденсирующегося газа как раз в конце или к концу периода добычи периоды нагнетания растворителя и газа можно применять и чередовать после достиже- 4 026744 ния растворителем кровли коллектора. При этом образуется покров, постепенно увеличивающийся от верхних частей камеры, который со временем заполняет всю камеру горячего растворителя. Следовательно, при этом циклическом процессе изменяется развитие камеры горячего растворителя (камера опускается ниже и становится шире) и повышается добыча битума (например, с клиньев) и также извлекается основная часть нагнетаемых горячих растворителей с помощью эффектов вытеснения и/или испарения, вследствие чего получается способ, обеспечивающий повышенную добычу битума и эффективное обратное извлечение нагнетаемого горячего растворителя.
Как упоминалось выше, технологию нагнетания неконденсирующегося газа в равной мере можно использовать в других способах извлечения растворителя, например в способе Ν-δοΙν, и поэтому любая ссылка в этой заявке на способ, в котором растворитель находится при повышенной температуре, то есть при критической или более высокой температуре, и/или при температуре выше 90°С, а неконденсирующийся газ нагнетается при температуре, находящейся в пределах от температуры коллектора до критической температуры растворителя и включая ее, следует в равной мере интерпретировать как ссылку на такой же способ и раскрытие его, в котором растворитель и/или неконденсирующийся газ находится при более низкой температуре.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1А показан вертикальный разрез, перпендикулярный к паре горизонтальных скважин, используемых в способе добыче согласно настоящему изобретению, в перспективе вдоль скважин; на фиг. 1В - местный вид камеры растворителя - переходной области битума/сверхтяжелой нефти; на фиг. 2А вертикальный разрез, соответствующий показанному на фиг. 1А, до нагнетания неконденсирующегося газа; на фиг. 2В - разрез, как на фиг. 2А, после однократного нагнетания неконденсирующегося газа; на фиг. 2С - разрез, как на фиг. 2В, после п циклов нагнетания неконденсируемого газа; на фиг. 3 - схематичный вид физической модели, использованной для проверки способа добычи согласно одному осуществлению настоящего изобретения.
Описание предпочтительных осуществлений
На фиг. 1А показан вертикальный разрез, перпендикулярный к паре горизонтальных скважин, используемых в способе добычи согласно настоящему изобретению. Внешняя граница камеры растворителя обозначена позицией 3. Ниже верхней скважины 1 расположена продуктивная скважина 5. Как показано стрелками 7, горячий растворитель в парообразной форме нагнетается в верхнюю нагнетательную скважину 1.
В течение пускового периода и до скважинной конверсии углеводородов объем/область между нагнетательной скважиной 1 и продуктивной скважиной 5 предварительно подогревают путем осуществления циркуляции горячего растворителя до установления достаточной гидравлической связи между верхней и нижней скважинами. Битум/сверхтяжелая нефть втекает (9) в скважину.
Как упоминалось выше, нагнетание растворителей углеводородов является причиной того, что смесь битума/сверхтяжелой нефти (СТН) и растворителя стекает вниз под действием силы тяжести и в стороны под действием градиента давления к нижней скважине и выдается на поверхность через нижнюю скважину с помощью обычного скважинного подъемного средства, включающего в себя внутрискважинные насосы.
На поверхности растворитель может быть извлечен для повторного использования.
На фиг. 1В показан развернутый местный вид камеры растворителя - переходной области битума/сверхтяжелой нефти. Придание растворимости битуму/сверхтяжелой нефти растворителем происходит под действием диффузии и конвективного перемешивания в камере растворителя - переходной области битума/сверхтяжелой нефти. При наличии высокой концентрации битум/сверхтяжелая нефть деасфальтируется. Вследствие обоих явлений, упомянутых выше, низковязкая смесь битума/сверхтяжелой нефти и растворителя свободно стекает в продуктивную скважину 5.
На фиг. 2А-2С показано, каким образом неконденсирующийся газ можно использовать для извлечения растворителя и/или оптимизированной добычи сверхтяжелой нефти/битума путем выполнения чередующихся циклов нагнетания растворителя и газа.
На фиг. 2А показана камера растворителя, использовавшаяся в процессе, описанном выше, с обращением к фиг. 1А и 1В. Как и на прежних фигурах, подобные части имеют те же самые позиции. Растворитель вводят при температуре приблизительно 250°С и массовом расходе при нагнетании около 300 кг/сутки на 1 м скважины.
На фиг. 2В показана ситуация после одного нагнетания неконденсирующегося газа в виде метана и/или азота. В этом случае газ нагнетают в скважину, используемую для ввода растворителя, после прекращения нагнетания растворителя. Кроме того, для обеспечения сегрегации газ вводят при температуре около 250°С и расходе газа при нагнетании, составляющем приблизительно 2% расхода растворителя при нагнетании. Можно видеть, что газовый покров 11 образован в верхней части камеры 3 растворителя. Он оставляет открытыми клинья битума для последующей добычи.
На фиг. 2С показана ситуация после последовательных дополнительных циклов нагнетания растворителя и нагнетания газа. Объем газового покрова 11 вырос. Добыча дополнительно повышается. В конечном счете можно закачать достаточное количество газа, чтобы вытеснить большую часть растворите- 5 026744 ля для извлечения, в результате чего повысится общая эффективность способа. Типичная продолжительность цикла для нагнетания растворителя составляет приблизительно 6 месяцев, после чего следует трехмесячный период нагнетания газа.
На фиг. 3 представлена упрощенная структура физической модели, использовавшейся для проверки процесса извлечения перегретого растворителя согласно осуществлению настоящего изобретения. Бачком 2, имеющим размеры 10 см (а)х80 м (Ь)х24 см (с), представлена мелкомасштабная (1:100) модель дввумерного элемента симметрии коллектора, перпендикулярного к паре скважин, нагнетательной 1 и продуктивной 5. Бачок заполняли песком и насыщали водой и битумом. Затем проводили процесс, при этом в бачок нагнетали бутан при температуре нагнетания от 150 до 300°С и битум высокой чистоты извлекали через продуктивную скважину.
Результаты выполненных экспериментов показали пригодность способа для добычи битума и сверхтяжелой нефти. Этим способом можно получать высокие коэффициенты (приблизительно 80%) суммарного отбора нефти (битума) из коллектора, но плотность извлекаемого битума обычно была на 24 единицы ΑΡΙ (Американского нефтяного института) больше, чем плотность исходного битума, вследствие осаждения асфальтена в модели. Физические эксперименты моделировались с помощью численных имитаторов коллектора, и они воспроизводились с удовлетворительной точностью. Результаты масштабированного моделирования показали, что промышленная установка производительностью 40000 баррелей/сутки (6360 м3/сутки) будет иметь потенциал экономичности (чистый приведенный доход), который выше, чем в способе парогравитационного дренирования, и будет потреблять приблизительно 50-67% энергии, потребляемой в способе парогравитационного дренирования.
В свете описанных осуществлений для специалистов в данной области техники должны стать очевидными модификации к этим осуществлениям, а также другие осуществления, которые все находятся в рамках сущности и объема настоящего изобретения, обозначенных, например, прилагаемой формулой изобретения.
Claims (11)
1. Способ добычи углеводородов из содержащего углеводороды пласта, в котором расположены верхняя нагнетательная скважина и нижняя продуктивная скважина, при этом способ содержит этапы, на которых осуществляют циркуляцию растворителя через законченный интервал каждой из скважин до достижения гидравлической связи между обеими скважинами;
нагнетают один или несколько растворителей углеводородов в верхнюю нагнетательную скважину, в результате чего создается камера растворителя, состоящая из пара растворителя и жидкости, причем углеводороды пласта и растворитель смешиваются на границе камеры растворителя, образованной таким образом, и образованная смесь углеводородов пласта и растворитель стекает вниз под действием силы тяжести и в стороны под действием градиента давления к нижней продуктивной скважине; и выдают образованную смесь углеводородов пласта и растворителя на поверхность через нижнюю продуктивную скважину;
при этом в камеру растворителя нагнетают неконденсирующийся газ, причем неконденсирующийся газ и растворитель нагнетают во время соответствующих чередующихся периодов.
2. Способ по п.1, в котором неконденсирующийся газ нагнетают через одну или несколько нагнетательных скважин, используемых для нагнетания растворителя или растворяющей смеси.
3. Способ по п.1, в котором неконденсирующийся газ нагнетают через одну или несколько нагнетательных скважин, связанных непосредственно с камерой растворителя.
4. Способ по п.1, в котором расход при нагнетании неконденсирующегося газа составляет от 1 до 3% расхода нагнетания растворителя в течение фазы чередующихся циклов.
5. Способ по любому одному из предшествующих пунктов, в котором один или несколько растворителей нагнетают в верхнюю нагнетательную скважину при критической или более высокой температуре растворителя.
6. Способ по любому одному из предшествующих пунктов, в котором один или несколько растворителей углеводородов нагнетают в верхнюю нагнетательную скважину при температуре 90°С или выше.
7. Способ по п.6, в котором один или несколько растворителей углеводородов нагнетают в верхнюю нагнетательную скважину при температуре в диапазоне от 150 до 300°С.
8. Способ по любому одному из предшествующих пунктов, в котором растворитель выбирают из бутана и пентана.
9. Способ по любому одному из предшествующих пунктов, в котором неконденсирующийся газ нагнетают при приблизительно той же температуре, при которой нагнетают растворитель.
10. Способ по любому одному из предшествующих пунктов, дополнительно содержащий предварительный подогрев области между скважинами горячим растворителем, циркулирующим через законченный интервал каждой из скважин, до достижения гидравлической связи между обеими скважинами.
- 6 026744
11. Способ по любому одному из предшествующих пунктов, в котором растворитель отделяют от извлекаемой смеси для повторного использования.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CA2691889A CA2691889C (en) | 2010-02-04 | 2010-02-04 | Solvent injection recovery process |
| GB1010917.1A GB2481601B (en) | 2010-06-28 | 2010-06-28 | Solvent injection recovery process |
| PCT/EP2011/051566 WO2011095547A2 (en) | 2010-02-04 | 2011-02-03 | Solvent and gas injection recovery process |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201290751A1 EA201290751A1 (ru) | 2013-04-30 |
| EA026744B1 true EA026744B1 (ru) | 2017-05-31 |
Family
ID=44352048
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201290751A EA026744B1 (ru) | 2010-02-04 | 2011-02-03 | Способ добычи углеводородов |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10094208B2 (ru) |
| CA (1) | CA2730680C (ru) |
| EA (1) | EA026744B1 (ru) |
| WO (1) | WO2011095547A2 (ru) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2873787C (en) | 2013-12-12 | 2018-04-03 | Husky Oil Operations Limited | Method to maintain reservoir pressure during hydrocarbon recovery operations using electrical heating means with or without injection of non-condensable gases |
| CN104501615B (zh) * | 2014-12-17 | 2016-08-17 | 榆林学院 | 一种利用文丘里效应排出冷凝段内不凝气体的装置 |
| CN106014363B (zh) * | 2016-05-18 | 2018-06-15 | 中国矿业大学 | 一种提高煤矿井下瓦斯抽采效率的方法 |
| CA2972203C (en) | 2017-06-29 | 2018-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Chasing solvent for enhanced recovery processes |
| CA2974711C (en) * | 2017-07-27 | 2018-09-25 | Imperial Oil Resources Limited | Method of solvent recovery from a solvent based heavy oil extraction process |
| 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 |
| US10349554B2 (en) * | 2017-08-29 | 2019-07-09 | Facebook, Inc. | Apparatus, system, and method for directing air in a storage-system chassis |
| 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 |
| CA3122810A1 (en) * | 2020-06-18 | 2021-12-18 | Cenovus Energy Inc. | Methods for recovering solvent and producing hydrocarbons from subteranean reservoirs |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4109720A (en) * | 1973-10-15 | 1978-08-29 | Texaco Inc. | Combination solvent-noncondensible gas injection method for recovering petroleum from viscous petroleum-containing formations including tar sand deposits |
| WO2008009114A1 (en) * | 2006-07-19 | 2008-01-24 | John Nenniger | Methods and apparatuses for enhanced in situ hydrocarbon production |
| US20080017372A1 (en) * | 2006-07-21 | 2008-01-24 | Paramount Resources Ltd. | In situ process to recover heavy oil and bitumen |
Family Cites Families (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3913672A (en) * | 1973-10-15 | 1975-10-21 | Texaco Inc | Method for establishing communication path in viscous petroleum-containing formations including tar sands for oil recovery operations |
| US4127170A (en) * | 1977-09-28 | 1978-11-28 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Viscous oil recovery method |
| CA1130201A (en) | 1979-07-10 | 1982-08-24 | Esso Resources Canada Limited | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids |
| US4324291A (en) * | 1980-04-28 | 1982-04-13 | Texaco Inc. | Viscous oil recovery method |
| US4687058A (en) * | 1986-05-22 | 1987-08-18 | Conoco Inc. | Solvent enhanced fracture-assisted steamflood process |
| CA2185837C (en) | 1996-09-18 | 2001-08-07 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Solvent-assisted method for mobilizing viscous heavy oil |
| CA2235085C (en) | 1998-04-17 | 2007-01-09 | John Nenniger | Method and apparatus for stimulating heavy oil production |
| CA2241478A1 (en) | 1998-06-23 | 1999-12-23 | Harbir Singh Chhina | Convective heating startup for heavy oil recovery |
| CA2785871C (en) | 2000-02-23 | 2015-05-12 | Nsolv Corporation | Method and apparatus for stimulating heavy oil production |
| CA2325777C (en) * | 2000-11-10 | 2003-05-27 | Imperial Oil Resources Limited | Combined steam and vapor extraction process (savex) for in situ bitumen and heavy oil production |
| CA2351148C (en) | 2001-06-21 | 2008-07-29 | John Nenniger | Method and apparatus for stimulating heavy oil production |
| CA2374115C (en) | 2002-03-01 | 2010-05-18 | John Nenniger | Energy efficient method and apparatus for stimulating heavy oil production |
| CA2436158C (en) | 2003-07-29 | 2013-06-11 | John Nenniger | Heavy oil extraction test chamber with configurable temperature profile and feedback control |
| US7147057B2 (en) | 2003-10-06 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Loop systems and methods of using the same for conveying and distributing thermal energy into a wellbore |
| CA2494391C (en) * | 2005-01-26 | 2010-06-29 | Nexen, Inc. | Methods of improving heavy oil production |
| CA2549614C (en) | 2006-06-07 | 2014-11-25 | N-Solv Corporation | Methods and apparatuses for sagd hydrocarbon production |
| CA2553297C (en) | 2006-07-21 | 2013-07-02 | Paramount Resources Ltd. | In situ process to recover heavy oil and bitumen |
| CA2591354C (en) | 2007-06-01 | 2015-03-17 | Nsolv Corporation | An in situ extraction process for the recovery of hydrocarbons |
| CA2639851C (en) | 2008-09-26 | 2016-01-05 | Nsolv Corporation | A method of controlling growth and heat loss of an in situ gravity drainage chamber formed with a condensing solvent process |
| US20110174488A1 (en) * | 2010-01-15 | 2011-07-21 | Patty Morris | Accelerated start-up in sagd operations |
-
2011
- 2011-02-03 US US13/577,120 patent/US10094208B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-02-03 WO PCT/EP2011/051566 patent/WO2011095547A2/en active Application Filing
- 2011-02-03 EA EA201290751A patent/EA026744B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-02-04 CA CA2730680A patent/CA2730680C/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4109720A (en) * | 1973-10-15 | 1978-08-29 | Texaco Inc. | Combination solvent-noncondensible gas injection method for recovering petroleum from viscous petroleum-containing formations including tar sand deposits |
| WO2008009114A1 (en) * | 2006-07-19 | 2008-01-24 | John Nenniger | Methods and apparatuses for enhanced in situ hydrocarbon production |
| US20080017372A1 (en) * | 2006-07-21 | 2008-01-24 | Paramount Resources Ltd. | In situ process to recover heavy oil and bitumen |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201290751A1 (ru) | 2013-04-30 |
| WO2011095547A2 (en) | 2011-08-11 |
| US10094208B2 (en) | 2018-10-09 |
| WO2011095547A3 (en) | 2012-03-01 |
| CA2730680C (en) | 2020-03-10 |
| CA2730680A1 (en) | 2011-08-04 |
| US20130025858A1 (en) | 2013-01-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA026744B1 (ru) | Способ добычи углеводородов | |
| US6318464B1 (en) | Vapor extraction of hydrocarbon deposits | |
| CA2912159C (en) | Steam-solvent-gas process with additional horizontal production wells to enhance heavy oil / bitumen recovery | |
| CA2766849C (en) | Recovery from a hydrocarbon reservoir utilizing a mixture of steam and a volatile solvent | |
| EA029061B1 (ru) | Способ добычи с нагнетанием растворителя | |
| CA2766838C (en) | Enhancing the start-up of resource recovery processes | |
| US8770289B2 (en) | Method and system for lifting fluids from a reservoir | |
| US9534482B2 (en) | Thermal mobilization of heavy hydrocarbon deposits | |
| US20130146284A1 (en) | Staggered horizontal well oil recovery process | |
| US9291042B2 (en) | Water injection method for assisting in recovery of heavy oil | |
| CA2759357C (en) | Staggered horizontal well oil recovery process | |
| US9051828B2 (en) | Thermally assisted gravity drainage (TAGD) | |
| Das et al. | Extraction of heavy oil and bitumen using vaporized hydrocarbon solvents | |
| Al-Murayri | Experimental investigation of expanding solvent steam assisted gravity drainage using multicomponent solvents | |
| US9279316B2 (en) | Thermally assisted gravity drainage (TAGD) | |
| CA2976575A1 (en) | Well configuration for coinjection | |
| WO2013075207A1 (en) | Staggered horizontal well oil recovery process | |
| CA3101890A1 (en) | Solvent dominated in situ recovery process with intermittent steam slug co-injection | |
| GB2481601A (en) | Solvent injection hydrocarbon recovery process | |
| CA2869600A1 (en) | Thermally assisted gravity drainage (tagd) |
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 |