EA029233B1 - Добавки для повышения извлечения углеводородов - Google Patents
Добавки для повышения извлечения углеводородов Download PDFInfo
- Publication number
- EA029233B1 EA029233B1 EA201391593A EA201391593A EA029233B1 EA 029233 B1 EA029233 B1 EA 029233B1 EA 201391593 A EA201391593 A EA 201391593A EA 201391593 A EA201391593 A EA 201391593A EA 029233 B1 EA029233 B1 EA 029233B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- derivatives
- hydrocarbon
- steam
- subterranean formation
- aromatic hydrocarbons
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 50
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 49
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 30
- 239000000654 additive Substances 0.000 title description 66
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title description 7
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims abstract description 62
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 47
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 45
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 32
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 24
- 150000001492 aromatic hydrocarbon derivatives Chemical class 0.000 claims abstract description 14
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 5
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- 239000011275 tar sand Substances 0.000 claims abstract description 4
- 125000003545 alkoxy group Chemical group 0.000 claims abstract description 3
- 125000002915 carbonyl group Chemical group [*:2]C([*:1])=O 0.000 claims abstract description 3
- 125000004185 ester group Chemical group 0.000 claims abstract description 3
- OSWPMRLSEDHDFF-UHFFFAOYSA-N methyl salicylate Chemical compound COC(=O)C1=CC=CC=C1O OSWPMRLSEDHDFF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 44
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 30
- 229960001047 methyl salicylate Drugs 0.000 claims description 22
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 8
- KWOLFJPFCHCOCG-UHFFFAOYSA-N Acetophenone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC=C1 KWOLFJPFCHCOCG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- HUMNYLRZRPPJDN-UHFFFAOYSA-N benzaldehyde Chemical compound O=CC1=CC=CC=C1 HUMNYLRZRPPJDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- QUKGYYKBILRGFE-UHFFFAOYSA-N benzyl acetate Chemical compound CC(=O)OCC1=CC=CC=C1 QUKGYYKBILRGFE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- LXCFILQKKLGQFO-UHFFFAOYSA-N methylparaben Chemical compound COC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 LXCFILQKKLGQFO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- IPBVNPXQWQGGJP-UHFFFAOYSA-N acetic acid phenyl ester Natural products CC(=O)OC1=CC=CC=C1 IPBVNPXQWQGGJP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229940049953 phenylacetate Drugs 0.000 claims description 5
- WLJVXDMOQOGPHL-UHFFFAOYSA-N phenylacetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC=C1 WLJVXDMOQOGPHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- -1 aromatic derivatives hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 3
- 229940007550 benzyl acetate Drugs 0.000 claims description 3
- 235000010270 methyl p-hydroxybenzoate Nutrition 0.000 claims description 3
- QNGNSVIICDLXHT-UHFFFAOYSA-N para-ethylbenzaldehyde Natural products CCC1=CC=C(C=O)C=C1 QNGNSVIICDLXHT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 2
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 12
- 125000004356 hydroxy functional group Chemical group O* 0.000 abstract 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 41
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 24
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 14
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 13
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 10
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 9
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 7
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 6
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N salicylic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- UYDGECQHZQNTQS-UHFFFAOYSA-N 2-amino-4,6-dimethylpyridine-3-carboxamide Chemical compound CC1=CC(C)=C(C(N)=O)C(N)=N1 UYDGECQHZQNTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 4
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 4
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 4
- WHSXTWFYRGOBGO-UHFFFAOYSA-N o-cresotic acid Natural products CC1=CC=CC(C(O)=O)=C1O WHSXTWFYRGOBGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 229920000742 Cotton Polymers 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 3
- FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N papa-hydroxy-benzoic acid Natural products OC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229960004889 salicylic acid Drugs 0.000 description 3
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 3
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 239000011888 foil Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- HCJMNOSIAGSZBM-UHFFFAOYSA-N 6-methylsalicylic acid Chemical compound CC1=CC=CC(O)=C1C(O)=O HCJMNOSIAGSZBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005711 Benzoic acid Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 235000010233 benzoic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229960004365 benzoic acid Drugs 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003467 diminishing effect Effects 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Раскрыт способ извлечения углеводорода из подземной формации, включающий следующие стадии: (i) приведение углеводорода из подземной формации в контакт с паром или водой; (ii) приведение углеводорода из подземной формации в контакт с одним или более производными ароматических углеводородов, причем указанные производные ароматических углеводородов содержат по меньшей мере одну функциональную группу, выбранную из гидроксильной, алкоксильной, карбонильной и сложноэфирной групп, а также их комбинаций; при этом углеводород из подземной формации приводят в контакт с паром или водой и одним или более производными ароматических углеводородов внутри подземной формации и при этом одно или более производных ароматических углеводородов добавляют в концентрации от приблизительно 25 до приблизительно 50000 частей на млн (мас.) производных ароматических углеводородов в паре; и (iii) извлечение углеводорода из подземной формации. Углеводород может быть выбран из тяжелой или легкой сырой нефти, битума, нефтеносной песчаной руды, битумнозной песчаной руды и их комбинаций.
Description
данное изобретение описано подробно, с конкретными ссылками на чертежи, в которых фиг. 1 представляет собой сравнительные данные для холостого опыта, 250 и 375 млн ч. метилсалицилата;
фиг. 2 представляет собой сравнительные данные для холостого опыта, 3-метилсалициловой кислоты и метилсалицилата.
Подробное описание изобретения
Данное описание относится к способам получения или извлечения углеводородов, например, легкой или тяжелой нефти, битума и углеводородов из нефтеносных или битуминозных песчаных руд. В данном описании также приведены композиции и смеси, включающие полученные или извлеченные углеводороды.
Неожиданно было обнаружено, что введение таких добавок, как производные ароматических углеводородов, значительно повышает извлечение углеводородов. В данной заявке под углеводородом подразумевают вязкую или тяжелую сырую нефть, легкую сырую нефть, нефть из битуминозных песков или нефтеносных песков, или битум.
- 2 029233
Раскрыт способ извлечения углеводородов, включающий две параллельные, горизонтальные скважины длиной примерно 1 км. Способ может представлять собой процесс δΛΟΌ или любой другой подходящий процесс. В процессе δΛΟΌ верхняя, нагнетательная, скважина расположена выше нижней, эксплуатационной скважины. Скважины могут отстоять друг от друга на любое подходящее расстояние, например, на расстояние примерно 4-6 м. Сначала пар закачивают в одну или обе скважины, где он конденсируется и начинает нагревать формацию и углеводород (углеводороды), находящийся в ней. Обычно пар закачивают в устье скважины; этот процесс хорошо понятен специалистам. Пар можно закачивать при высоких давлениях; он может находиться при температуре около 500°С. Через некоторое время формация в достаточной степени разогревается, так что вязкость углеводорода снижается.
С течением времени можно постоянно закачивать в нагнетательную скважину пар низкого давления, что приводит к образованию запарной камеры, которая дополнительно разогревает углеводород и вызывает достаточное снижение его вязкости, чтобы он, под действием силы тяжести, стекал по границе запарной камеры к нижней эксплуатационной скважине, где его можно выкачать на поверхность, совместно с конденсированным паром и/или добавкой. На этой стадии воду и/или добавку отделяют от углеводорода, находящегося в водной эмульсии, и углеводород можно извлечь, используя различные известные в уровне техники способы, такие как "разрушение" эмульсии.
Добавку по данному изобретению, например, производное ароматического углеводорода, также можно закачивать или в одну из скважин, или в обе скважины. Добавку можно закачивать независимо от пара, или ее можно добавлять в виде смеси с паром. Пар можно закачивать непрерывно или периодически, в одну или обе скважины. Кроме того, добавку можно закачивать непрерывно или периодически, в одну или обе скважины. Также, если пар и добавку добавляют в виде смеси, то смесь можно добавлять как непрерывно, так и периодически, в одну или в обе скважины.
Вводить добавку можно, не ограничиваясь этим, в паровой коллектор, в устье скважины, или же ее можно добавлять в подаваемую в бойлер воду.
Добавку можно закачивать в одну или в обе скважины, в любой момент в ходе добычи, например, в начале добычи, или когда добыча начинает снижаться. Например, если добыча углеводородов в скважине начинает снижаться, можно ввести описанную здесь добавку. При введении добавки после того, как добыча начала снижаться, можно вернуть уровень извлечения на оптимальный или пиковый уровень извлечения углеводородов, или близко к нему.
Также раскрыт способ извлечения битума из подземной формации. Процесс может представлять собой процесс гравитационного дренирования при закачке пара, и битум можно извлекать из содержащих углеводороды руд, например, нефтеносных или битуминозных песчаных руд. Способ может включать две параллельные, горизонтальные скважины длиной примерно 1 км, которые бурят в формации нефтеносного или битуминозного песка. Верхняя, нагнетательная скважина расположена над нижней, эксплуатационной скважиной. Скважины могут отстоять друг от друга на любое подходящее расстояние, например, примерно на 4-6 м. Сначала пар закачивают в одну или в обе скважины; там он конденсируется и начинает нагревать формацию и находящийся в ней битум. Обычно пар закачивают в устье скважины, и этот процесс хорошо понятен специалистам. Пар конденсируется и нагревает формацию и находящийся в ней битум. Пар можно закачивать при высоких давлениях, и он может находиться при температуре около 500°С. С течением времени формация достаточно нагревается для того, чтобы снизить вязкость битума.
Со временем, можно непрерывно закачивать в нагнетательную скважину пар низкого давления, что приводит к образованию запарной камеры, которая дополнительно нагревает битум и вызывает достаточное снижение его вязкости для того, чтобы он стекал под действием силы тяжести по границе запарной камеры к нижней, эксплуатационной скважине, откуда его можно выкачать на поверхность, совместно с конденсированным паром и/или добавкой. На этой стадии воду и/или добавку отделяют от битума, находящегося в водной эмульсии, и битум можно извлечь, используя различные известные в уровне технике способы, например "разрушение" эмульсии.
Добавку по данному изобретению, например, производное ароматического углеводорода, также можно закачать или в одну из скважин, или в обе скважины, чтобы она контактировала с битумом. Добавку можно закачать независимо от пара, или ее можно добавить в виде смеси с паром. Пар можно закачивать непрерывно или периодически, в одну или в обе скважины. Кроме того, добавку можно закачивать непрерывно или периодически, в одну или в обе скважины. Также, если пар и добавку добавляют в виде смеси, то смесь можно добавлять или непрерывно, или периодически, в одну или в обе скважины.
Введение добавки может происходить (не ограничиваясь этим) в паровом коллекторе, в устье скважины; или ее можно добавлять в подаваемую в бойлер воду.
Добавку можно закачивать в одну или в обе скважины, в любой момент в ходе добычи, например, когда добыча начинается, или когда добыча начинает снижаться. Например, если добыча битума в скважине начинает снижаться, можно ввести описанную в данном тексте добавку. Путем введения добавки после того, как добыча начала снижаться, можно возвратить уровень извлечения на оптимальный или пиковый уровень извлечения битума или уровень, близкий к нему.
- 3 029233
Следует отметить, что при осуществлении способов извлечения или добычи, описанных здесь, можно использовать любое количество скважин, даже одну скважину. Независимо от числа выбранных скважин, описанные здесь пар и добавку можно закачивать в любую из скважин, или во все скважины. Добавку можно закачивать независимо от пара, или ее можно добавлять в виде смеси с паром в любую из скважин. Пар можно закачивать непрерывно или периодически, в любую из скважин. Кроме того, добавку можно закачивать непрерывно или периодически, в любую из скважин. Также, если пар и добавку добавляют в виде смеси, эту смесь можно добавлять как непрерывно, так и периодически, в любую из скважин.
Углеводороды можно добывать или извлекать из формации, и углеводороды можно отделять вне формации, с использованием любого известного в уровне техники способа, например, с помощью емкости для первичной сепарации. Такой процесс разделения можно осуществить с помощью горячей воды, описанной здесь добавки и, возможно, других добавок, например, каустической соды. В некоторых вариациях углеводороды подают в гидротранспортные линии, и там приводят их в контакт с горячей водой и, возможно, с добавками, что кондиционирует руду и запускает процесс высвобождения битума. Полученную суспензию затем можно направить в одну или более емкостей для первичной сепарации. Первичная углеводородная пена отделяется в верхней части емкости, в то время как песок оседает на дно. Затем углеводородную пену подвергают дополнительной переработке.
Компоненты, отличающиеся от состава первичной углеводородной пены, могут пройти через вторичные процессы разделения, где можно извлечь дополнительное количество углеводородов.
Раскрытую в данном описании добавку можно добавлять или по отдельности, или в виде смеси с горячей водой, в любой момент в ходе первичного, вторичного и/или третичного разделения или извлечения, чтобы повысить извлечение углеводородов и/или свести к минимуму количество используемой воды.
Дополнительно битум можно добыть или извлечь из формации, и битум можно отделить от, например, нефтеносного или битуминозного песка, за пределами формации, с использованием любого известного на существующем уровне техники способа, например, емкости для первичной сепарации. Такой способ разделения можно осуществить с помощью горячей воды, описанной здесь добавки и, возможно, других добавок, например, каустической соды. В некоторых вариациях битум из нефтеносного или битуминозного песка подают в гидротранспортные линии и там приводят в контакт с горячей водой и, возможно, с добавками, что кондиционирует руду и запускает процесс высвобождения битума. Полученную суспензию можно затем направить в одну или более емкостей для первичной сепарации. Первичная содержащая битум пена отделяется в верхней части емкости, в то время как песок оседает на дно. Затем содержащую битум пену подвергают дополнительной переработке.
Компоненты, отличающиеся от состава первичной содержащей битум пены, могут пройти через вторичные процессы разделения, где можно извлечь дополнительное количество битума.
Раскрытую в данном описании добавку можно добавлять или по отдельности, или в виде смеси с горячей водой, в любой момент в ходе разделения или вторичного разделения, чтобы повысить извлечение битума и/или свести к минимуму количество используемой воды.
Также в тексте данного описания раскрыты композиции. Композиции могут включать один или более углеводородов, воду или пар и одну или более добавок. Добавки могут представлять собой добавки, описанные в данной заявке, например, добавки - производные ароматических углеводородов. Такую композицию можно получить из подземной формации путем приведения одного или более углеводородов в подземной формации в контакт с горячей водой или паром, приведения одного или более углеводородов в подземной формации в контакт с добавкой, например, с описанными здесь производными ароматических углеводородов, и извлечения полученной эмульсии из формации. Такую композицию можно также получить путем приведения углеводорода в контакт с водой или паром, а также с добавкой, например, с описанными здесь производными ароматических углеводородов, за пределами подземной формации.
Также раскрыта композиция, включающая воду или пар, добавку, например, описанные в данном тексте производные ароматических углеводородов, и битум. Такую композицию можно получить из подземной формации путем приведения битума в подземной формации в контакт с горячей водой или паром; путем приведения битума в подземной формации в контакт с добавкой, например, с описанными в данном тексте производными ароматических углеводородов; и извлечения полученной эмульсии из формации. Воду или пар и добавку можно добавить независимо друг от друга, или же их можно добавить в виде смеси. Такую композицию можно также получить путем приведения битума в контакт с водой или паром, а также с добавкой, например, с описанными в данном тексте производными ароматических углеводородов, за пределами подземной формации.
Данное патентное описание предполагает различные добавки. Раскрытая в тексте данного описания добавка может представлять собой, например, одно или более производных ароматических углеводородов. Эти добавки обладают некоторой степенью ароматичности. Обычно, если не применяют технологии поверхностной или открытой разработки, производные ароматических углеводородов имеют температуру кипения при атмосферном давлении примерно 300°С или менее. Производное ароматического углево- 4 029233
дорода должно обладать летучестью, достаточной для того, чтобы позволить доставку к фронту добычи, если только не применяют поверхностные или открытые технологии разработки месторождения. Производное ароматического углеводорода должно обладать по меньшей мере одной функциональной группой. Например, добавка - производное ароматического углеводорода - может обладать любой функциональной группой, выбранной из группы, состоящей из (не ограничиваясь этим) гидроксильной, алкоксильной, карбоксильной, карбонильной и сложноэфирной групп, или любой их комбинации. Примеры добавок - производных ароматических углеводородов, полезных в связи с данным описанием, включают, не ограничиваясь этим, метилсалицилат, метил салициловую кислоту (замещенную метильной группой в положениях 3, 4, 5 или 6), салициловую кислоту, фенилацетат, бензойную кислоту, метил-4гидроксибензоат, бензилацетат, бензальдегид или ацетофенон, а также любую их комбинацию или смесь. Обычно одно или более производных ароматических углеводородов добавляют в концентрации примерно от 25 до 50000 млн ч. (мас.) производного ароматического углеводорода в паре (мас./мас. добавки производного ароматического углеводорода в расчете на пар). Предпочтительная дозировка производного ароматического углеводорода составляет примерно от 1000 до 5000 млн ч., а наиболее предпочтительная примерно от 100 до 1000 млн ч.
Вышеупомянутые добавки увеличивают количество битума, полученного при одинаковом введении пара. Не вдаваясь в теорию, считают, что эти добавки могут обладать такими свойствами, как непосредственное повышение тепловой эффективности внутри формации, а также снижение поверхностного натяжения нефть-вода. Кроме того, описанные добавки будут снижать отношение пара к нефти, что подразумевает, что вследствие присутствия добавки будет необходимо меньше пара для получения такого же количества углеводорода или битума. К тому же эти добавки не будут отрицательно влиять на конечную эмульсию, так, чтобы ее нельзя было разрушить. Когда продукт в виде эмульсии извлечен из формации, его следует разрушить для получения желаемых углеводородов. Было обнаружено, что некоторые аминовые добавки могут препятствовать этому процессу, так что полученную эмульсию невозможно разрушить, и, таким образом, невозможно успешно получить желаемый углеводород (углеводороды). Добавки по данному изобретению снимают эту проблему. Наконец, эти добавки являются достаточно летучими для того, чтобы переноситься с паром через слой песка и достигать битумного пласта.
Процессы, в которых добавка по данному изобретению может быть полезной в отношении извлечения углеводородов, включают, не ограничиваясь этим, циклическую паростимуляцию, гравитационное дренирование при закачке пара, методы добычи с утилизацией пара, технологии добычи или извлечения и т.п.
Вышеизложенное можно понять лучше со ссылкой на последующие примеры, которые, как полагают, приведены только для иллюстративных целей и не ограничивают объем данного изобретения.
Пример 1
Образец нефтеносной песчаной руды (15 г) загрузили в предварительно взвешенный держатель из нержавеющей стали, имеющий несколько отверстий. Нефтеносная песчаная руда содержала 13,51% битума, 83,45% твердых веществ и 3,04% воды. Под держателем из нержавеющей стали поместили ватный тампон длиной примерно 4 см, чтобы учесть все твердые вещества, извлеченные в результате данного метода; и держатель с тампоном были помещены в экстрактор Сокслета с рубашкой. В 500-мл круглодонную колбу, расположенную под блоком экстрактора, загрузили деионизированную воду (300 мл) и метилсалицилат. Дополнительно проводили холостые опыты - таким же образом, но без метилсалицилата. Экстрактор и круглодонную колбу оборачивали слоем изоляции и алюминиевой фольгой, и экстрактор был задействован при высокой температуре в течение 4 ч. Затем экстракционной установке позволили остыть, держатель из нержавеющей стали удалили, протерли от каких-либо следов экстрагированного битума и оставили сохнуть в печи при 105°С в течение 2 дней. Ватный тампон, содержащий твердые вещества, извлеченные в ходе процесса экстракции, поместили в печь для сушки в течение ночи.
После сушки в печи держатель из нержавеющей стали и ватный тампон охладили до комнатной температуры и взвесили. Количество экстрагированного битума определяли в расчете на исходно присутствующее в руде количество битума, учитывая потери твердых веществ в экстракционном процессе и потери воды в печи. Для определения количества экстрагированного битума предположили, что за 2дневный период в печи можно удалить 66% исходной (природной) воды, содержащейся в первоначальном образце руды (Уравнение 1).
Уравнение 1. Количество экстрагированного битума (%), полученное с использованием Метода испытания А.
Экстр. битум (%) = {Руда при 66% потере природ. Н2О (г) - [Конечн. Руда (г) + Сух. извлечен. тв. ва (г)]} х 100% / Исходн. битум в руде (г)
Испытывали дозировки 250 или 375 млн ч. метилсалицилата (в расчете на воду) (фиг. 1 и табл. 1). Среднее количество битума, экстрагированного в холостом опыте (п = 5) составляло 15,06% (стандартное среднеквадратичное отклонение (8И) = 1,87%); для дозировки 250 млн ч. (п = 4) - 24,67% (8Ό = 5,48); для дозировки 375 млн ч. (п = 3) - 32,78% (8Ό = 1,85). Все добавления метилсалицилата и приводили к величинам р менее 0,05 по сравнению с холостым опытом, и их можно было считать статистически зна- 5 029233
чимыми (табл. 2).
Таблица 1. Средняя величина, стандартное отклонение и количество опытов для холостой пробы и эксперимента с метилсалицилатом
| Уровень | Кол-во параллельных опытов | Среднее кол-во экстрагированного битума (%) | Стандартное отклонение |
| Холостой опыт | 5 | 15,06 | 1,87 |
| Метил салицилат, 250 млн ч | 4 | 24,67 | 5,48 |
| Метил салицилат, 375 млн. ч | 4 | 32,78 | 1,85 |
Таблица 2. Сравнительные данные по значениям р для испытанных добавок. Величина р менее 0,05 указывает на статистически значимое различие
| Уровень | - Уровень | Величина р |
| Метил салицилат, 375 млн. ч | Холостой | <0,0001* |
| Метил салицилат, 250 млн. ч | Холостой | 0,0017* |
Пример 2
Применяя вышеприведенный метод испытания, была испытана 3-метилсалициловая кислота в дозировке 375 млн ч. (в расчете на воду). Добавление этого соединения в эксперименте по экстракции привело к среднему количеству экстрагированного битума (п = 3) 24,11% (8Ό = 6,28%), что представляло собой значительное улучшение по отношению к холостому опыту. Результаты приведены на фиг. 2 и в табл. 3. Табл. 4 показывает, что полученные данные привели к значениям р менее 0,05 по сравнению с холостым опытом, и их следовало рассматривать как статистически значимые.
Таблица 3. Испытанные добавки с количеством параллельных опытов, средним значением и стандартным отклонением для экспериментов
| Уровень | Кол-во параллельных опытов | Среднее кол-во экстрагированного битума (%) | Стандартное отклонение |
| Холостой опыт | 5 | 15,06 | 1,87 |
| 3-метилсалициловая кислота, 375 млн ч | 3 | 24,11 | 6,28 |
| Метилсалицилат, 375 млн. ч | 4 | 32,78 | 1,85 |
Таблица 4. Сравнительные данные по значениям р для испытанных добавок. Величина р менее 0,05 указывает на статистически значимое различие
| Уровень | - Уровень | Величина р |
| Метилсалицилат, 375 млн. ч | Холостой опыт | <0,0001* |
| 3-метилсалициловая кислота, 374 млн. ч | Холостой опыт | 0,0052* |
Пример 3
Нефтеносную песчаную руду (15 г) загружали в держатель из нержавеющей стали, имеющий несколько отверстий в дне и открытый верх. Для этих экспериментов использовали стеклянное оборудование для проведения экстракции, которое допускало прямой контакт пара и переведенной в газообразное состояние добавки с рудой. Деионизированную воду или воду, подаваемую в бойлер (в зависимости от того, что указано) (200 мл) и добавку добавляли в круглодонную часть стеклянной экстракционной установки. Непосредственно над круглодонной частью экстракционной установки находилась редкая решетка из нержавеющей стали, для поддержки держателя, содержащего образец нефтеносной песчаной руды. Экстракционная колба была обернута изолирующим материалом и алюминиевой фольгой, и эксперимент проводили при кипячении с обратным холодильником в течение 4 ч. Собранный битум в воде был отделен с использованием роторного испарителя (гоЮтар), а затем экстрагирован толуолом в 100-мл мерную колбу. Битум, прилипший к стенкам колбы, был экстрагирован толуолом и добавлен к битуму, полученному после разделения с помощью роторного испарителя. Битум на стенках держателя из нержавеющей стали учитывали путем сбора его предварительно взвешенной тканью. Измеряли рН воды после разделения с помощью роторного испарителя.
После экстракции битума паром и испаренной добавкой, оставшийся в руде битум определяли методом Эсап-кагк с помощью экстракции толуолом. Холостой опыт проводили таким же образом, без добавки, используя или деионизированную воду, или воду, применяемую для питания бойлера, в зависимости от того, что указано. Битум, экстрагированный паром, сравнивали с общим количеством экстрагированного битума и выражали в % извлечения битума (Уравнение 2).
Уравнение 2. Извлечение битума с использованием Метода испытания В.
Извлеч. битума (%) = [Битум, экстрагированный паром (г)] х 100% / [Битум, экстрагир. паром (г) +
- 6 029233
Битум, экстрагир. толуолом (г)]
При использовании этого метода в дополнение к метилсалицилату были испытаны салициловая кислота и фенилацетат. Все эти добавки по своему поведению превосходят холостой опыт (табл. 5). Были проведены два дополнительных эксперимента с использованием воды, используемой для питания бойлера, вместо деионизированной воды. В этом эксперименте при холостом опыте извлечение битума составило 11,24%, в то время как метилсалицилат (в дозировке 565 млн ч. в расчете на концентрацию в воде) дал извлечение битума 17,36%.
Таблица 5. Данные по рН и извлечению битума для исследованных добавок
| Добавка | Дозировка (млн. ч) | рН Н2О после экстракции | Извлечение битума (%) |
| Холостой опыт | - | 8,92 | 7,33 |
| Метилсалицилат | 375 | 8,49 | 14,61 |
| Метилсалицилат | 565 | 8,22 | 16,65 |
| Метилсалицилат | 565 | 9,05 | 13,21 |
| Салициловая кислота | 570 | 4,05 | 13,16 |
| Фенилацетат | 750 | 5,76 | 10,55 |
| Холостой опыттехн. вода | - | 8,18 | 11,24 |
| Метил салицилат техн. вода | 565 | 8,61 | 17,36 |
Все раскрытые и заявленные в тексте данного описания композиции и способы можно выполнить и провести, в свете данного патентного описания, без дополнительного проведения экспериментов. В то время как данное изобретение можно осуществить во многих различных формах, в данном тексте подробно описаны конкретные предпочтительные примеры воплощения данного изобретения. Данное патентное описание является примером принципов данного изобретения, и не предполагают, что оно ограничивает данное изобретение конкретными проиллюстрированными примерами воплощения. Кроме того, если это явно не указано, предполагают, что использование термина включает "по меньшей мере один" или "один или более". Например, предполагают что выражение "устройство" включает "по меньшей мере одно устройство" или "одно или более устройств".
Предполагают, что любые диапазоны, приведенные или в абсолютных терминах, или в приблизительных терминах, охватывают и то и другое, а любое определение, применяемое в тексте данного описания, приведено для разъяснения, а не для ограничения. Несмотря на то, что численные диапазоны и параметры, устанавливающие объем данного изобретения, являются приближенными, численные значения, указанные в конкретных примерах, приведены как можно более точно. Однако любое численное значение по своей природе содержит некоторые погрешности, необходимо вытекающие из стандартного отклонения, обнаруженного в соответствующих измерениях при испытании. Кроме того, следует понимать, что все приведенные здесь диапазоны охватывают любой и все поддиапазоны (включая все дробные и целые величины), отнесенные к этой категории.
Кроме того, данное изобретение охватывает любые и все возможные комбинации некоторых или всех различных примеров воплощения, описанных в данном тексте. Также следует понимать, что для специалистов будут очевидны различные изменения и модификации описанных здесь примеров воплощения, которые в настоящее время являются предпочтительными. Такие изменения и дополнения можно осуществить, не выходя за рамки сущности и объема данного изобретения и не уменьшая его предполагаемых преимуществ. Таким образом, предполагают, что такие изменения и модификации охвачены прилагаемой формулой изобретения.
Claims (7)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ извлечения углеводорода из подземной формации, включающий стадии: (ί) приведения углеводорода из подземной формации в контакт с паром или водой; (ίί) приведения углеводорода из подземной формации в контакт с одним или более производными ароматических углеводородов, причем указанные производные ароматических углеводородов содержат по меньшей мере одну функциональную группу, выбранную из гидроксильной, алкоксильной, карбонильной и сложноэфирной групп, а также их комбинаций; при этом углеводород из подземной формации приводят в контакт с паром или водой и одним или более производными ароматических углеводородов внутри подземной формации и при этом одно или более производных ароматических углеводородов добавляют в концентрации от приблизительно 25 до приблизительно 50000 частей на млн (мас.) производных ароматических углеводородов в паре; и (ίίί) извлечения углеводорода из подземной формации.
- 2. Способ по п.1, в котором углеводород из подземной формации выбирают из тяжелой или легкой сырой нефти, битума, нефтеносной песчаной руды, битуминозной песчаной руды и их комбинаций.
- 3. Способ по п.1, в котором приведение углеводорода из подземной формации в контакт с паром или водой и/или с одним или более производными ароматических углеводородов осуществляют в ходе извлечения углеводорода из подземной формации.- 7 029233
- 4. Способ по п.1, в котором указанные производные ароматических углеводородов выбраны из метилсалицилата, фенилацетата, метил-4-гидроксибензоата, бензилацетата, бензальдегида и ацетофенона, а также любой их комбинации или смеси.
- 5. Способ по п.1, в котором пар и одно или более производных ароматических углеводородов приводят в контакт путем закачивания пара и производных ароматических углеводородов в подземную формацию независимо друг от друга или путем закачивания пара и производных ароматических углеводородов в подземную формацию в виде смеси.
- 6. Способ по п.1, в котором одно или более производных ароматических углеводородов добавляют в концентрации от приблизительно 100 до приблизительно 1000 частей на млн (мас.) производных ароматических углеводородов в паре.
- 7. Композиция для извлечения углеводорода из подземной формации, включающая углеводород из подземной формации, воду или пар и одно или более производных ароматических углеводородов,в которой углеводород выбран из тяжелой или легкой сырой нефти, битума, нефтеносной песчаной руды, битуминозной песчаной руды и их комбинаций ив которой указанные производные ароматических углеводородов выбраны из метилсалицилата, фенилацетата, метил-4-гидроксибензоата, бензилацетата, бензальдегида и ацетофенона, а также любой их комбинации или смеси,причем композиция получена путем приведения углеводорода из подземной формации в контакт с паром или водой и одним или более производными ароматических углеводородов, которое включает закачивание воды или пара и одного или более производных ароматических углеводородов в скважину подземной формации.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/158,919 US9150776B2 (en) | 2011-06-13 | 2011-06-13 | Additives for improving hydrocarbon recovery |
| PCT/US2012/041984 WO2012173948A2 (en) | 2011-06-13 | 2012-06-12 | Additives for improving hydrocarbon recovery |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201391593A1 EA201391593A1 (ru) | 2014-05-30 |
| EA029233B1 true EA029233B1 (ru) | 2018-02-28 |
Family
ID=47292156
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201391593A EA029233B1 (ru) | 2011-06-13 | 2012-06-12 | Добавки для повышения извлечения углеводородов |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9150776B2 (ru) |
| EP (1) | EP2718541B1 (ru) |
| CN (1) | CN103502570B (ru) |
| AR (1) | AR086902A1 (ru) |
| CA (1) | CA2835872C (ru) |
| EA (1) | EA029233B1 (ru) |
| WO (1) | WO2012173948A2 (ru) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9879512B2 (en) | 2011-06-13 | 2018-01-30 | Ecolab Usa Inc. | Additives for improving hydrocarbon recovery |
| US9845669B2 (en) * | 2014-04-04 | 2017-12-19 | Cenovus Energy Inc. | Hydrocarbon recovery with multi-function agent |
| CA2983624A1 (en) * | 2015-04-23 | 2016-10-27 | Uti Limited Partnership | Methods for microbially enhanced recovery of hydrocarbons |
| CA3117586A1 (en) | 2018-10-26 | 2020-04-30 | Championx Usa Inc. | Ether amine additives for steam-injection oil recovery |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4141415A (en) * | 1977-07-01 | 1979-02-27 | Texaco Inc. | Method of recovering hydrocarbons by improving the vertical conformance in heavy oil formations |
| US4425242A (en) * | 1982-03-08 | 1984-01-10 | Halliburton Company | Methods of increasing hydrocarbon production from subterranean formations |
| US4884635A (en) * | 1988-08-24 | 1989-12-05 | Texaco Canada Resources | Enhanced oil recovery with a mixture of water and aromatic hydrocarbons |
| US20050194292A1 (en) * | 2003-09-22 | 2005-09-08 | Beetge Jan H. | Processing aids for enhanced hydrocarbon recovery from oil sands, oil shale and other petroleum residues |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2862558A (en) | 1955-12-28 | 1958-12-02 | Phillips Petroleum Co | Recovering oils from formations |
| US3954141A (en) * | 1973-10-15 | 1976-05-04 | Texaco Inc. | Multiple solvent heavy oil recovery method |
| US4068716A (en) | 1975-03-20 | 1978-01-17 | Texaco Inc. | Oil recovery process utilizing aromatic solvent and steam |
| US6305472B2 (en) | 1998-11-20 | 2001-10-23 | Texaco Inc. | Chemically assisted thermal flood process |
| WO2006037045A1 (en) * | 2004-09-27 | 2006-04-06 | Coriba Technologies, L.L.C. | Composition and process for the extraction of bitumen from oil sands |
| CN1325605C (zh) * | 2005-12-07 | 2007-07-11 | 中国海洋石油总公司 | 一种油砂沥青的处理方法 |
| CN101058724A (zh) * | 2006-04-19 | 2007-10-24 | 上海金锴润实业有限公司 | 稠油开采助剂 |
| US7691788B2 (en) | 2006-06-26 | 2010-04-06 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods of using same in producing heavy oil and bitumen |
| ECSP077505A (es) * | 2006-06-27 | 2008-01-23 | Intevep Sa | Proceso para mejorar y recuperar hidrocarburos residuales, pesados y extrapesados |
| US8272442B2 (en) | 2007-09-20 | 2012-09-25 | Green Source Energy Llc | In situ extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials |
| AU2008301860B2 (en) * | 2007-09-20 | 2012-07-26 | Green Source Energy Llc | Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials |
| US20090078414A1 (en) | 2007-09-25 | 2009-03-26 | Schlumberger Technology Corp. | Chemically enhanced thermal recovery of heavy oil |
| CA2645267C (en) | 2008-11-26 | 2013-04-16 | Imperial Oil Resources Limited | Solvent for extracting bitumen from oil sands |
-
2011
- 2011-06-13 US US13/158,919 patent/US9150776B2/en active Active
-
2012
- 2012-06-11 AR ARP120102071A patent/AR086902A1/es active IP Right Grant
- 2012-06-12 EA EA201391593A patent/EA029233B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-06-12 WO PCT/US2012/041984 patent/WO2012173948A2/en active Application Filing
- 2012-06-12 CN CN201280021226.9A patent/CN103502570B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2012-06-12 CA CA2835872A patent/CA2835872C/en active Active
- 2012-06-12 EP EP12799762.5A patent/EP2718541B1/en not_active Not-in-force
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4141415A (en) * | 1977-07-01 | 1979-02-27 | Texaco Inc. | Method of recovering hydrocarbons by improving the vertical conformance in heavy oil formations |
| US4425242A (en) * | 1982-03-08 | 1984-01-10 | Halliburton Company | Methods of increasing hydrocarbon production from subterranean formations |
| US4884635A (en) * | 1988-08-24 | 1989-12-05 | Texaco Canada Resources | Enhanced oil recovery with a mixture of water and aromatic hydrocarbons |
| US20050194292A1 (en) * | 2003-09-22 | 2005-09-08 | Beetge Jan H. | Processing aids for enhanced hydrocarbon recovery from oil sands, oil shale and other petroleum residues |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2835872A1 (en) | 2012-12-20 |
| CA2835872C (en) | 2017-07-04 |
| WO2012173948A3 (en) | 2013-04-25 |
| EA201391593A1 (ru) | 2014-05-30 |
| US9150776B2 (en) | 2015-10-06 |
| EP2718541B1 (en) | 2018-09-12 |
| CN103502570B (zh) | 2017-01-18 |
| US20120312533A1 (en) | 2012-12-13 |
| AR086902A1 (es) | 2014-01-29 |
| WO2012173948A2 (en) | 2012-12-20 |
| EP2718541A2 (en) | 2014-04-16 |
| CN103502570A (zh) | 2014-01-08 |
| EP2718541A4 (en) | 2015-08-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1161630A (en) | Polyalkylene oxide with hydrotropic agent and amphipathic agent for breaking petroleum emulsion | |
| AU2015231341B2 (en) | Staged steam extraction of in situ bitumen | |
| EA029233B1 (ru) | Добавки для повышения извлечения углеводородов | |
| RU2599999C2 (ru) | Добавки для повышения извлечения углеводородов | |
| CA2886479C (en) | Systems and methods for enhancing production of viscous hydrocarbons from a subterranean formation | |
| US9574429B2 (en) | Hydrocarbon mobility and recovery through in-situ combustion with the addition of ammonia | |
| US10696889B2 (en) | Additives for improving hydrocarbon recovery | |
| CN103502568B (zh) | 分离油和/或气混合物的系统和方法 | |
| WO2015059026A2 (en) | Producing hydrocarbons under hydrothermal conditions | |
| CA2878355A1 (en) | Alkylthiophene-rich compositions, uses thereof and methods of manufacturing the same | |
| US20090149683A1 (en) | Methods for using material from biodiesel production in hydrocarbon production and refining | |
| RU2010136287A (ru) | Способ для добычи нефти и/или газа и устройства для их осуществления | |
| US11236595B2 (en) | Additives for steam-injection oil recovery | |
| RU2779141C1 (ru) | Присадки для извлечения нефти и битума | |
| US20200354624A1 (en) | Methods For Unconventional Oil Recovery (UOR) By Water-Lipids or Lipids By-Products and Water-Solvent-Lipids or Lipids By-Products Emulsions Flooding | |
| CA1153272A (en) | Method for breaking petroleum emulsions and the like using micellar solutions of thin film spreading agents comprising polyepoxide condensates of resinous polyalkylene oxide adducts and polyether polyols | |
| CA2821184A1 (en) | Mixtures of alcohol, fluorocarbon, and steam for hydrocarbon recovery | |
| KR101239083B1 (ko) | 초중질원유의 정제방법 및 초중질원유의 정제장치 | |
| RU2012152470A (ru) | Системы и способы добычи нефти и/или газа |
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 TJ TM RU |