EA037125B1 - Способ добычи с нагнетанием растворителя - Google Patents
Способ добычи с нагнетанием растворителя Download PDFInfo
- Publication number
- EA037125B1 EA037125B1 EA201792277A EA201792277A EA037125B1 EA 037125 B1 EA037125 B1 EA 037125B1 EA 201792277 A EA201792277 A EA 201792277A EA 201792277 A EA201792277 A EA 201792277A EA 037125 B1 EA037125 B1 EA 037125B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- solvent
- wells
- mixture
- well
- hydrocarbon
- Prior art date
Links
- 239000002904 solvent Substances 0.000 title claims abstract description 103
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 42
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 46
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 43
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 42
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 42
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims abstract description 36
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims abstract description 21
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims abstract description 21
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 10
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 8
- 239000001273 butane Substances 0.000 claims description 7
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 4
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 3
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- 102100028637 CLOCK-interacting pacemaker Human genes 0.000 description 2
- 101000766839 Homo sapiens CLOCK-interacting pacemaker Proteins 0.000 description 2
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 2
- CWJSHJJYOPWUGX-UHFFFAOYSA-N chlorpropham Chemical compound CC(C)OC(=O)NC1=CC=CC(Cl)=C1 CWJSHJJYOPWUGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- -1 but not limited to Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
- E21B43/2408—SAGD in combination with other methods
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (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 в нижнюю продуктивную скважину; и доставляют углеводород на поверхность через нижнюю продуктивную скважину.
Description
(54) СПОСОБ ДОБЫЧИ С НАГНЕТАНИЕМ РАСТВОРИТЕЛЯ (31) 2691889 (32) 2010.02.04 (33) СА (43) 2018.02.28 (62) 201290752; 2011.02.03 (71)(73) Заявитель и патентовладелец:
СТАТОЙЛ АСА (NO) (56) US-A1-20030000711
US-A1-20080017372
WO-A1-2008009114 (72) Изобретатель:
Альвестад Йостейн, Лажиске Орели,
Гилье Эймунд (NO) (74) Представитель:
Медведев В.Н. (RU)
037125 В1
037125 Bl (57) 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 в нижнюю продуктивную скважину; и доставляют углеводород на поверхность через нижнюю продуктивную скважину.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу нагнетания растворителя при добыче битума и сверхтяжелой нефти (СТН).
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 N-Solv, разработанный корпорацией N-Solv.
Парогравитационное дренирование (Albahlani A.V., Babadagli T., A critical review of the status of SAGD: Where are we and what is next?, SPE 113283, 2008 SPE Western Regional, Bakersfield, California) представляет собой способ добычи битума и сверхтяжелой нефти, который восходит по времени к 1960 гг. 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 (Gupta S., Gittings S., Picherack P., Insight into some key issues with solvent aided process, JCPT, February 2003, vol. 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 N-Solv (Nenniger J.E., Gunnewiek L., Dew point vs bubble point: A misunderstood constraint on gravity drainage processes, CIPC 2009, paper 065; Nenniger J.E., Dunn S.G., How fast is solvent based gravity drainage, CIPC 2008, paper 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 N-Solv 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 CA 2351148, CA 2299790 и CA 2552482.
Определение изобретения
В самом широком смысле настоящим изобретением предоставляется способ добычи углеводородов из содержащего углеводороды пласта, в котором расположены верхняя нагнетательная скважина и нижняя продуктивная скважина, при этом имеется гидравлическая связь между указанными скважинами, и способ содержит этапы, на которых нагнетают один или несколько растворителей углеводородов в верхнюю нагнетательную скважину при критической или более высокой температуре растворителя или растворяющей смеси, тем самым побуждая смесь углеводородов и растворителя собираться в нижней продуктивной скважине; и извлекают углеводороды из нижней продуктивной скважины.
В еще одном широком смысле настоящим изобретением также предоставляется способ добычи углеводородов из содержащего углеводороды пласта, в котором расположены верхняя нагнетательная скважина и нижняя продуктивная скважина, при этом имеется гидравлическая связь между указанными скважинами, и способ содержит этапы, на которых:
нагнетают один или несколько растворителей углеводородов в верхнюю нагнетательную скважину так, чтобы температура растворителя или растворяющей смеси в верхней нагнетательной скважине была 90°C или выше, в результате чего побуждают смесь углеводородов и растворителя собираться в нижней продуктивной скважине; и извлекают углеводороды из нижней продуктивной скважины.
Согласно первому аспекту настоящего изобретения предложен способ добычи углеводородов из содержащего углеводороды пласта, в котором расположены верхняя нагнетательная скважина и нижняя продуктивная скважина, при этом способ содержит этапы, на которых предварительно подогревают область вокруг скважин и между ними, осуществляя циркуляцию горячего 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
- 1 037125 при критической или более высокой температуре растворителя или растворяющей смеси, в результате чего побуждают смесь углеводородов и растворителя собираться в нижней продуктивной скважине; и извлекают углеводороды из нижней продуктивной скважины.
Согласно второму аспекту настоящего изобретения предложен способ добычи углеводородов из содержащего углеводороды пласта, в котором расположены верхняя нагнетательная скважина и нижняя продуктивная скважина, при этом способ содержит этапы, на которых предварительно подогревают область вокруг скважин и между ними, осуществляя циркуляцию горячего растворителя через законченный интервал каждой из скважин до достижения гидравлической связи между обеими скважинами;
нагнетают один или несколько растворителей углеводородов в верхнюю нагнетательную скважину так, чтобы температура растворителя или растворяющей смеси в верхней нагнетательной скважине была 90°C или выше, в результате чего побуждают смесь углеводородов и растворителя собираться в нижней продуктивной скважине; и извлекают углеводороды из нижней продуктивной скважины.
Согласно третьему аспекту настоящего изобретения предложен способ добычи углеводородов из содержащего углеводороды пласта, в котором расположены верхняя нагнетательная скважина и нижняя продуктивная скважина, при этом способ содержит следующие этапы, на которых предварительно подогревают область вокруг скважин и между ними, осуществляя циркуляцию горячего растворителя через по меньшей мере часть обеих скважин до достижения достаточной гидравлической связи между обеими скважинами;
нагнетают один или несколько растворителей углеводородов в верхнюю нагнетательную скважину при критической или более высокой температуре растворителя или растворяющей смеси, в результате чего:
i) создают камеру горячего растворителя, состоящую из пара растворителя и жидкости, ii) смешивают битум и растворитель на границе камеры растворителя, образованной таким образом, и iii) 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.
Согласно четвертому аспекту настоящего изобретения предложен способ добычи углеводородов из содержащего углеводороды пласта, в котором расположены верхняя нагнетательная скважина и нижняя продуктивная скважина, при этом способ содержит этапы, на которых предварительно подогревают область между скважинами, осуществляя циркуляцию горячего 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 так, чтобы температура растворителя или растворяющей смеси в верхней нагнетательной скважине была 90°C или выше, в результате чего:
i) создают камеру горячего растворителя, состоящую из пара растворителя и жидкости, ii ) смешивают битум и растворитель на границе камеры растворителя, образованной таким образом, и iii ) побуждают смесь углеводородов 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.
Способ N-Solv работает при низких температурах (обычно до 70°C) и в нем в качестве предпочтительного растворителя используют пропан. Это может приводить к низким скоростям стекания. Способы парогравитационного дренирования и парогравитационного дренирования с нагнетанием растворителя работают при температурах выше 200°C, вследствие чего энергопотребление является высоким.
В отличие от этого в настоящем изобретении предпочтительно нагнетать растворитель углеводородов или растворяющую смесь при температуре от 90 до 400°C, более предпочтительно при температуре от 150 до 300°C. В способе водяной пар не используют.
Типичные растворители представляют собой низшие алканы, при этом бутан или пентан является предпочтительным.
В настоящем изобретении обеспечивается меньший расход энергии и совсем не требуется использовать воду. Выбросы CO2 также значительно ниже. Кроме того, в настоящем изобретении достигаются более высокие скорости стекания, чем в способе N-Solv, вследствие использования значительно более высокой температуры камеры растворителя по сравнению с температурой извлечения в способе N-Solv. 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.
Подробное описание изобретения
По существу настоящее изобретение представляет собой гравитационный термический способ добычи битума и сверхтяжелой нефти. В предпочтительном классе осуществлений этого способа добычи используют пару по существу параллельных горизонтальных скважин, расположенных друг над другом,
- 2 037125 размещенных в нижней части коллектора, при этом вертикальное расстояние обычно составляет от 2 до м, например 5 м.
Область вокруг скважин и между ними подогревают циркулирующим горячим растворителем на протяжении законченного интервала каждой из скважин до достижения достаточной гидравлической связи между скважинами.
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 извлекают через нижнюю скважину.
Растворитель выделяют из извлекаемого притока к скважине и используют повторно.
В конце периода добычи растворитель извлекают обратно путем нагнетания неконденсирующихся газов и снижения давления. Неконденсирующийся газ (который является менее плотным, чем растворитель/растворяющая смесь) нагнетают в нагнетательную скважину и растворитель/растворяющая смесь вытесняется в соответствии с процессом гравитационного вытеснения при нагнетании. Растворитель/растворяющую смесь извлекают из продуктивной скважины. Неконденсирующийся газ отделяют от растворителя/растворяющей смеси и повторно нагнетают до достижения достаточного извлечения растворителя/растворяющей смеси.
В основе этого 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/тяжелой нефти;
Деасфальтизация битума/сверхтяжелой нефти (обогащение и снижение вязкости битума/сверхтяжелой нефти);
Гравитационное стекание битума/сверхтяжелой нефти.
Типичными растворителями, используемыми в этом способе настоящего изобретения, являются низшие алканы, такие как пропан, бутан или пентан, но без ограничения ими, и смеси из них. Бутан или пентан является растворителем выбора, обеспечивающим хорошую растворимость и оптимальную рабочую температуру для способа. Растворитель является более тяжелым, чем другие растворители, используемые в предшествующем уровне техники, такие как пропан, и он обеспечивает повышенную растворимость битума, но вследствие более высокой температуры конденсации требуются более высокие температуры нагнетания, выше критической температуры растворителя. Критическую температуру растворителя или растворяющей смеси легко почерпнуть из стандартных справочников. Однако пределы рабочих скважинных температур для способа настоящего изобретения, в частности для перечисленных растворителей, находятся в диапазоне 90-400°C, более предпочтительно - от 150 до 300°C. Расход растворителя при нагнетании регулируют с учетом свойств коллектора (камеры).
Предпочтительно нагнетать газ при давлении ниже 40 бар (4 МПа), приблизительно при критическом давлении бутана. Для обеспечения оптимального температурного диапазона способа оптимальные рабочие давления находятся в пределах 8-25 бар (0,8-2,5 МПа), более конкретно от 15 до 25 бар (от 1,5 МПа до 2,5 МПа) для бутана и от 8 до 25 бар (0,8 до 2,5 МПа) для пентана. Однако рабочий диапазон давлений зависит от выбираемого растворителя.
Краткое описание чертежей
На чертежах:
фиг. 1A - вертикальный разрез, перпендикулярный к паре горизонтальных скважин, используемых в способе добычи согласно настоящему изобретению, в перспективе вдоль скважин;
фиг. 1B - местный вид камеры растворителя - переходной области битума/тяжелой нефти;
фиг. 2 - график зависимости давления от температуры, показывающий фазовые свойства и критическую температуру вещества; и фиг. 3 - схематичный вид физической модели, использованной для проверки способа добычи согласно одному осуществлению настоящего изобретения.
Описание предпочтительных осуществлений
На фиг. 1A 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 осуществ- 3 037125 ления 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. 1B 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 растворителя битум/сверхтяжелая нефть деасфальтируется. Вследствие обоих явлений, упомянутых выше, низковязкая смесь битума/сверхтяжелой нефти и растворителя свободно стекает в продуктивную скважину 5.
Должно быть понятно, что растворитель нагнетают в верхнюю нагнетательную скважину при критической или более высокой температуре растворителя, как это показано на фиг. 2.
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 (a)x80 м (b)x24 см (c), представлена мелкомасштабная (1:100) модель 2мерного 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 260°C 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 API (Американского нефтяного института) больше, чем плотность исходного битума, вследствие осаждения асфальтена в модели. Физические эксперименты моделировали 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 (10)
1. Способ добычи углеводородов из содержащего углеводороды пласта, в котором расположена пара по существу параллельных горизонтальных скважин, расположенных друг над другом, причем пара скважин содержит верхнюю нагнетательную скважину и нижнюю продуктивную скважину, при этом способ содержит этапы, на которых предварительно подогревают область между скважинами, осуществляя циркуляцию горячего растворителя через законченный интервал каждой из скважин до достижения гидравлической связи между обеими скважинами;
нагнетают растворитель в верхнюю нагнетательную скважину при критической или более высокой температуре, причем в качестве растворителя используют пентан или смесь бутана и пентана, в результате чего:
i) создают горячую камеру растворителя, содержащую пар и жидкость растворителя, ii) смешивают углеводороды и растворитель на границе камеры растворителя, образованной таким образом, и iii) побуждают смесь углеводородов и растворителя стекать вниз под действием силы тяжести и в стороны под действием градиента давления к нижней продуктивной скважине; и добывают смесь на поверхность через нижнюю продуктивную скважину.
2. Способ по п.1, в котором растворитель отделяют от извлекаемой смеси для повторного использования.
3. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором в течение этапа предварительного подогрева стенку верхней нагнетательной скважины и забой продуктивной скважины предварительно подогревают до температуры в пределах от 150 до 400°C для достижения гидравлической связи в области между скважинами.
- 4 037125
4. Способ по п.3, в котором стенку верхней нагнетательной скважины предварительно подогревают до температуры в пределах от 150 до 300°C.
5. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором углеводороды содержат битум и/или сверхтяжелую нефть.
6. Способ по п.1, в котором растворитель нагнетают при давлении 40 бар или ниже.
7. Способ по п.6, в котором растворитель нагнетают при давлении в диапазоне между 8-25 бар.
8. Способ по п.1, в котором растворитель извлекают обратно путем нагнетания неконденсирующихся газов и снижения давления.
9. Способ по п.8, в котором неконденсирующийся газ является менее плотным, чем растворитель или растворяющая смесь, и он вытесняет растворитель или растворяющая смесь в соответствии с процессом гравитационного вытеснения при нагнетании.
10. Способ по п.8, в котором неконденсирующийся газ отделяют от растворителя или растворяющей смеси на поверхности и повторно нагнетают до достижения достаточного извлечения растворителя или растворяющей смеси.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CA2691889A CA2691889C (en) | 2010-02-04 | 2010-02-04 | Solvent injection recovery process |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201792277A2 EA201792277A2 (ru) | 2018-02-28 |
| EA201792277A3 EA201792277A3 (ru) | 2018-05-31 |
| EA037125B1 true EA037125B1 (ru) | 2021-02-09 |
Family
ID=44352016
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201792277A EA037125B1 (ru) | 2010-02-04 | 2011-02-03 | Способ добычи с нагнетанием растворителя |
| EA201290752A EA029061B1 (ru) | 2010-02-04 | 2011-02-03 | Способ добычи с нагнетанием растворителя |
Family Applications After (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201290752A EA029061B1 (ru) | 2010-02-04 | 2011-02-03 | Способ добычи с нагнетанием растворителя |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US9115577B2 (ru) |
| CA (2) | CA2691889C (ru) |
| EA (2) | EA037125B1 (ru) |
| WO (1) | WO2011095542A2 (ru) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104975826A (zh) * | 2014-04-03 | 2015-10-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 提高特超稠油油藏采收率的方法 |
| US10336520B2 (en) * | 2016-04-15 | 2019-07-02 | The Imagine Group, Llc | Single-ply, non-corrugated materials suitable for decorative wrapping |
| CA2972203C (en) | 2017-06-29 | 2018-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Chasing solvent for enhanced recovery processes |
| CA2974712C (en) | 2017-07-27 | 2018-09-25 | Imperial Oil Resources Limited | Enhanced methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation as a follow-up to thermal recovery processes |
| CA2978157C (en) | 2017-08-31 | 2018-10-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Thermal recovery methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation |
| CA2983541C (en) | 2017-10-24 | 2019-01-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for dynamic liquid level monitoring and control |
| RU2683015C1 (ru) * | 2018-03-12 | 2019-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Способ разработки битуминозных аргиллитов и песчаников |
| US11821294B2 (en) * | 2020-06-18 | 2023-11-21 | Cenovus Energy Inc. | Methods for recovering solvent and producing hydrocarbons from subterranean reservoirs |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030000711A1 (en) * | 2000-11-10 | 2003-01-02 | Gutek A.M. Harold | Combined steam and vapor extraction process (SAVEX) for in situ bitumen and heavy oil production |
| 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 (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA1018058A (en) | 1973-10-15 | 1977-09-27 | Texaco Development Corporation | Combination solvent-noncondensible gas injection method for recovering petroleum from viscous petroleum-containing formations including tar sand deposits |
| 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 |
| US4004636A (en) * | 1975-05-27 | 1977-01-25 | Texaco Inc. | Combined multiple solvent and thermal heavy oil recovery |
| 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 |
| CA2567399C (en) | 1998-04-17 | 2009-01-27 | N-Solv Corporation | 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 |
| CA2299790C (en) | 2000-02-23 | 2008-07-08 | John Nenniger | Method and apparatus for stimulating 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 |
| CA2594626C (en) * | 2007-07-24 | 2011-01-11 | Imperial Oil Resources Limited | Use of a heavy petroleum fraction as a drive fluid in the recovery of hydrocarbons from a subterranean formation |
| 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 |
| US8656998B2 (en) * | 2009-11-23 | 2014-02-25 | Conocophillips Company | In situ heating for reservoir chamber development |
| US20110174488A1 (en) | 2010-01-15 | 2011-07-21 | Patty Morris | Accelerated start-up in sagd operations |
-
2010
- 2010-02-04 CA CA2691889A patent/CA2691889C/en not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-02-03 EA EA201792277A patent/EA037125B1/ru unknown
- 2011-02-03 US US13/576,956 patent/US9115577B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-02-03 WO PCT/EP2011/051554 patent/WO2011095542A2/en active Application Filing
- 2011-02-03 EA EA201290752A patent/EA029061B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-02-04 CA CA2730629A patent/CA2730629C/en not_active Expired - Fee Related
-
2015
- 2015-07-16 US US14/801,088 patent/US10190400B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030000711A1 (en) * | 2000-11-10 | 2003-01-02 | Gutek A.M. Harold | Combined steam and vapor extraction process (SAVEX) for in situ bitumen and heavy oil production |
| 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 |
|---|---|
| EA029061B1 (ru) | 2018-02-28 |
| US20150322758A1 (en) | 2015-11-12 |
| CA2730629A1 (en) | 2011-08-04 |
| CA2730629C (en) | 2018-11-20 |
| US10190400B2 (en) | 2019-01-29 |
| EA201792277A2 (ru) | 2018-02-28 |
| CA2691889A1 (en) | 2011-08-04 |
| US20130000894A1 (en) | 2013-01-03 |
| CA2691889C (en) | 2016-05-17 |
| EA201290752A1 (ru) | 2013-03-29 |
| WO2011095542A3 (en) | 2012-03-01 |
| EA201792277A3 (ru) | 2018-05-31 |
| US9115577B2 (en) | 2015-08-25 |
| WO2011095542A2 (en) | 2011-08-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA037125B1 (ru) | Способ добычи с нагнетанием растворителя | |
| US6318464B1 (en) | Vapor extraction of hydrocarbon deposits | |
| CA2913130C (en) | Fishbone sagd | |
| RU2553802C2 (ru) | Способ увеличения извлечения углеводородов | |
| CA2913140C (en) | Radial fishbone sagd | |
| CA2730680C (en) | Solvent and gas injection recovery process | |
| US9033039B2 (en) | Producer snorkel or injector toe-dip to accelerate communication between SAGD producer and injector | |
| CA2869217C (en) | Alternating sagd injections | |
| US10995596B2 (en) | Single well cross steam and gravity drainage (SW-XSAGD) | |
| US20130199779A1 (en) | Enhancing the start-up of resource recovery processes | |
| CN104832141A (zh) | 一种溶剂辅助水平井间连通方法 | |
| US10400561B2 (en) | Method for accelerating heavy oil production | |
| Doan et al. | Performance of the SAGD Process in the Presence of a Water Sand-a Preliminary Investigation | |
| CN107401397B (zh) | 双水平井的联通方法 | |
| CA2875034A1 (en) | Method, system and apparatus for completing and operating non-thermal oil wells in high temperature recovery processes | |
| US11156072B2 (en) | Well configuration for coinjection | |
| US11668176B2 (en) | Well configuration for coinjection | |
| CA2888892C (en) | Non condensing gas management in sagd | |
| GB2481601A (en) | Solvent injection hydrocarbon recovery process |