EA043037B1 - GRAVITY DRAINAGE USING STEAM UNDER MICROBIOLOGICAL INFLUENCE - Google Patents

GRAVITY DRAINAGE USING STEAM UNDER MICROBIOLOGICAL INFLUENCE Download PDF

Info

Publication number
EA043037B1
EA043037B1 EA201890544 EA043037B1 EA 043037 B1 EA043037 B1 EA 043037B1 EA 201890544 EA201890544 EA 201890544 EA 043037 B1 EA043037 B1 EA 043037B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
oil
subterranean formation
present
production
latent
Prior art date
Application number
EA201890544
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Кэйси Хьюберт
Милован Фьюстик
Original Assignee
9668241 Канада Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 9668241 Канада Инк. filed Critical 9668241 Канада Инк.
Publication of EA043037B1 publication Critical patent/EA043037B1/en

Links

Description

Настоящее изобретение относится к области добычи нефти из подземных месторождений нефти.The present invention relates to the field of oil recovery from underground oil fields.

Уровень техникиState of the art

Нефтяные пласты представляют собой стратиграфические подразделения под поверхностью Земли, которые содержат скопление нефти. Нефть из пластов извлекают или добывают для использования с помощью способа, обычно называемого добыча нефти. Стандартная добыча нефти обычно включает две стадии: первичное извлечение и вторичное извлечение. Первичное извлечение включает применение природных сил высокого давления в пласте для направления потока нефти в нефтедобывающие скважины. Вторичное извлечение обычно включает поддерживание этого высокого давления путем закачивания текучих сред в пласт так, чтобы можно было продолжать добычу нефти.Oil reservoirs are stratigraphic units below the Earth's surface that contain an accumulation of oil. Oil from reservoirs is recovered or produced for use by a process commonly referred to as oil recovery. Standard oil recovery usually includes two stages: primary recovery and secondary recovery. Primary recovery involves the application of natural high pressure forces in the reservoir to direct the flow of oil into oil producing wells. Secondary recovery typically involves maintaining this high pressure by injecting fluids into the formation so that oil production can continue.

В нефтяных пластах, которые содержат тяжелую нефть или нефтеносные пески (также известные как битуминозные пески, битуминозная нефть или нефтеносный песчаник), нефть является слишком вязкой для свободного течения в эксплуатационных скважинах с помощью обычных способов. Поэтому необходимо применять другие средства добычи нефти, такие как стратегии теплового воздействия на пласт. Стратегии теплового воздействия на пласт включают нагрев пластов нефти для улучшения подвижности нефти и, таким образом, облегчения ее последующей добычи. Приложенное тепло уменьшает вязкость нефти, обеспечивая ее протекание в эксплуатационные скважины. Примером обычно используемой стратегии теплового воздействия на пласт при извлечении тяжелой нефти является способ гравитационного дренажа с применением пара (ГДПП).In oil formations that contain heavy oil or oil sands (also known as tar sands, tar oil, or oil sands), the oil is too viscous to flow freely in production wells by conventional methods. Therefore, other means of oil recovery, such as thermal stimulation strategies, must be applied. Reservoir thermal stimulation strategies involve heating oil reservoirs to improve the mobility of the oil and thus facilitate its subsequent recovery. The applied heat reduces the viscosity of the oil, allowing it to flow into production wells. An example of a commonly used reservoir heat treatment strategy for recovering heavy oil is the steam assisted gravity drainage (SHD) process.

Способ ГДПП включает применение пара из паронагнетательной скважины 5 и эксплуатационной скважины 7, как изображено на фиг. 1 и фиг. 2 предшествующего уровня техники. В паронагнетательной скважине пар закачивают в область 8 чистого песка нефтяного пласта. Закаченный пар мигрирует вверх до тех пор, пока не достигнет стратиграфических подразделений, которые препятствуют дальнейшей миграции пара. Закаченный пар нагревает пласт до температур приблизительно 200°С, что уменьшает вязкость нефти и обеспечивает ее поток в эксплуатационные нефтяные скважины. Это называют паровой камерой 10, показанной на фиг. 2. Пар постоянно закачивают для обеспечения давления для облегчения непрерывного потока нефти по направлению к эксплуатационным скважинам и для способствования вытеснению нефти из песка.The HDF process includes the use of steam from a steam injection well 5 and a production well 7 as shown in FIG. 1 and FIG. 2 prior art. In a steam injection well, steam is injected into the clean sand region 8 of the oil reservoir. The injected steam migrates upward until it reaches stratigraphic units that prevent further steam migration. The injected steam heats the formation to temperatures of approximately 200° C., which reduces the viscosity of the oil and allows it to flow into production oil wells. This is referred to as the steam chamber 10 shown in FIG. 2. Steam is constantly pumped in to provide pressure to facilitate a continuous flow of oil towards the production wells and to help drive the oil out of the sand.

Существует несколько недостатков способа ГДПП. Одной из основных проблем является то, что способ выработки пара ГДПП оказывает отрицательное воздействие на окружающую среду. Например, способ ГДПП вносит большой вклад в выбросы парниковых газов. Причина состоит в том, что большое количество природного газа необходимо сжечь для получения энергии для нагрева свежей воды для создания пара. Сжигание природного газа не только вносит значительный вклад в выбросы создающих парниковый эффект газов, оно также представляет дополнительные издержки при добыче битуминозной нефти. Кроме того, в способе ГДПП также потребляется большое количество ресурсов свежей воды для создания пара.There are several disadvantages of the GDPP method. One of the main problems is that the way the steam is generated by the HPF has a negative impact on the environment. For example, the GDPP method contributes a lot to greenhouse gas emissions. The reason is that a large amount of natural gas must be burned to generate energy to heat fresh water to create steam. Combustion of natural gas is not only a significant contributor to greenhouse gas emissions, it also represents an additional cost to the production of bituminous oil. In addition, the HDF process also consumes a large amount of fresh water resources to generate steam.

Так как получение пара вносит основной вклад в экологическое и экономическое воздействие способа ГДПП, экологическую эффективность действий ГДПП можно выразить в показателях отношения пара к нефти (Gates & Larter, 2014, включено в данный документ путем ссылки). Отношение пара к нефти охватывает как экологические, так и экономические издержки выработки пара по отношению к добываемому количеству сырой нефти. Более низкое отношение пара к нефти означает меньшие выбросы создающих парниковый эффект газов и улучшенную экологическую характеристику на единицу продукции.Since steam generation is a major contributor to the environmental and economic impact of the HBF process, the environmental performance of the HBF operation can be expressed in terms of the ratio of steam to oil (Gates & Larter, 2014, incorporated herein by reference). The steam to oil ratio captures both the environmental and economic costs of steam generation relative to the amount of crude oil produced. A lower steam to oil ratio means less greenhouse gas emissions and improved environmental performance per unit of output.

Затраты энергии и выбросы создающих парниковый эффект газов, связанные с извлечением и добычей нестандартных нефтеносных песков, такие как действия ГДПП, приблизительно на 100 - 200% больше, чем для обычной добычи нефти (The Truth About Dirty Oil: Is CCS the Answer?, Bergerson & Keith, Environmental Science & Technology, 2010, 44, 6010-6015, включено в данный документ путем ссылки). В связи с этим, необходимо разработать новые стратегии и технологии для улучшения экологической и экономической характеристики при извлечении нефтеносных песков для понижения отношения пара к нефти, связанного с действиями ГДПП.The energy costs and greenhouse gas emissions associated with the extraction and production of non-standard oil sands, such as DGPP activities, are approximately 100 to 200% greater than for conventional oil production (The Truth About Dirty Oil: Is CCS the Answer?, Bergerson & Keith, Environmental Science & Technology, 2010, 44, 6010-6015, incorporated herein by reference). In this regard, new strategies and technologies need to be developed to improve the environmental and economic performance of oil sands recovery in order to reduce the steam-to-oil ratio associated with the operation of the FGD.

Добыча из обычных нефтяных пластов обычно является неэффективной для извлечении всей доступной нефти из намеченной области. В связи с этим, существует множество стратегий, которые нацелены на увеличение добычи нефти. Некоторые из этих стратегий включают применение микроорганизмов в подземном пласте.Production from conventional oil reservoirs is usually inefficient in extracting all of the available oil from the targeted area. In this regard, there are many strategies that aim to increase oil production. Some of these strategies involve the use of microorganisms in a subterranean formation.

Среды подземного пласта заселены микроорганизмами и включают широкое многообразие микробиологических таксонов. на фиг. 3 предшествующего уровня техники показана гистограмма рангового порядка распространенности различных микробиологических таксонов в образце среды подземного пласта, по материалам Pedr0s-Ali0 (2006) Marine microbial diversity, can it be determined?, Trends in Microbiology, Vol 14, No 6, pp. 257-263. Столбцы гистограммы неразличимы, так как они очень близки друг к другу. Более светлая область 1 в левой части гистограммы представляет распространенные таксоны и более темная область 2 в правой части гистограммы представляет редкие таксоны. Поэтому в данном образце среды часто существует большая доля распространенных и активных микроорганизмов, наряду сThe subterranean reservoir environments are inhabited by microorganisms and include a wide variety of microbiological taxa. in fig. Prior Art 3 shows a histogram of the rank order of abundance of various microbiological taxa in a subterranean formation environment sample, adapted from Pedr0s-Ali0 (2006) Marine microbial diversity, can it be determined?, Trends in Microbiology, Vol 14, No 6, pp. 257-263. The histogram bars are indistinguishable because they are very close to each other. Lighter area 1 on the left side of the histogram represents common taxa and darker area 2 on the right side of the histogram represents rare taxa. Therefore, a given sample medium often contains a large proportion of common and active microorganisms, along with

- 1 043037 множеством мало распространенных неактивных и/или латентных микроорганизмов. Например, в некоторых микробиологических сообществах одни виды могут охватывать вплоть до 20% от всех присутствующих клеток, в то время как сотни редких видов могут вместе составлять менее 1% от всех клеток.- 1 043037 many rare inactive and/or latent microorganisms. For example, in some microbiological communities, single species may comprise up to 20% of all cells present, while hundreds of rare species may together comprise less than 1% of all cells.

Микробиологический способ повышения нефтеотдачи пластов (МПНП) является термином для описания стратегий для обычной добычи нефти, которые нацелены на применение микробиологических сообществ для повышения и увеличения извлечения нефти из обычных нефтяных пластов. МПНП обычно применяют после первичного и вторичного извлечения. С помощью МПНП микробов используют в обычных целевых областях пласта для улучшения добычи нефти. Полагают, что МПНП происходит путем множества механизмов, относящихся к метаболизму микробов в нефтяных пластах, включая получение биологического поверхностно-активного вещества, метаболизм нефти и получение газа в качестве побочного продукта метаболизма. Каждый из упомянутых выше способов способствует увеличению текучести нефти, что приводит к добыче остаточной нефти, все еще присутствующей в пласте после стратегий первичного и вторичного извлечения.Microbiological enhanced oil recovery (MBOR) is a term to describe conventional oil recovery strategies that aim to use microbiological communities to increase and increase oil recovery from conventional oil reservoirs. MPOR is usually used after primary and secondary extraction. With MPOR, microbes are used in common target areas of the formation to improve oil recovery. BOR is believed to occur through a variety of mechanisms related to microbial metabolism in oil reservoirs, including biosurfactant production, oil metabolism, and gas production as a by-product of metabolism. Each of the methods mentioned above contributes to an increase in the fluidity of the oil, which results in the recovery of residual oil still present in the reservoir after the primary and secondary recovery strategies.

МПНП обычно предпринимают в качестве стратегии третичного извлечения в обычных нефтяных пластах. Однако, в силу нестандартной природы битуминозных песков тяжелой нефти и нестандартных способов добычи этой нефти, стратегии МПНП не часто применяют к нефтеносным пескам.MPOR is typically undertaken as a tertiary recovery strategy in conventional oil reservoirs. However, due to the non-standard nature of heavy oil tar sands and the non-standard methods of extracting this oil, OOR strategies are not often applied to oil sands.

МПНП можно применять к обычной целевой области тяжелой нефти или битуминозной толще пород перед или после применения таких стратегий, как способ ГДПП. МПНП включает либо (1) биостимуляцию, то есть закачивание питательных веществ для стимуляции местных преобладающих и распространенных таксонов, либо (2) биоприрост, то есть закачивание посторонних бактерий, которые считают подходящими для условий пласта.The MPOR may be applied to a conventional heavy oil target area or bituminous rock formation before or after applying strategies such as the HDRT method. MPOR includes either (1) biostimulation, ie the injection of nutrients to stimulate locally dominant and common taxa, or (2) biogrowth, ie the injection of extraneous bacteria deemed appropriate for the reservoir conditions.

Высокие температуры паровой камеры ГДПП стерилизуют обычную целевую область нефтеносного песчаного пласта. Поэтому, когда МПНП используют для повышения нефтеотдачи из паровой камеры ГДПП нефтеносного песчаного пласта, МПНП можно применять только либо до того, как пар закачивают в пласт, либо после того, как завершен способ ГДПП и пласт был охлажден до низких температур. В патентной заявке US 14/070095, включенной в данный документ путем ссылки, описан способ закачивания посторонних бактерий до закачивания пара в качестве части ГДПП для увеличения подвижности нефти в пласте тяжелой нефти. В этом способе микроорганизмы вводят в пласт посредством, как закачивания, так и через эксплуатационные скважины до закачивания пара для предварительной обработки пласта для усиленного (более короткого) начала способа ГДПП.The high temperatures of the HDF steam chamber sterilize the typical target area of an oil sand formation. Therefore, when MPOR is used to enhance oil recovery from an HDF steam chamber in an oil sand formation, the MPOR can only be applied either before steam is injected into the formation or after the HDF process has been completed and the formation has been cooled to low temperatures. US Patent Application 14/070095, incorporated herein by reference, describes a process for injecting extraneous bacteria prior to steam injection as part of an HDF to increase oil mobility in a heavy oil reservoir. In this method, microorganisms are introduced into the formation via both injection and through production wells prior to injection of steam to pre-treat the formation for an enhanced (shorter) start of the HDT process.

В патенте US 4475590, включенным в данный документ путем ссылки, предоставляют пример биостимуляции в обычном нефтяном пласте в сочетании с технологией заводнения. Заводнение направлено на вытеснение остаточной нефти в пласте водой вместо пара, который применяют в течение способа ГДПП. Аналогично, в патентах US 4971151 и US 5083611, включенных в данный документ путем ссылки, описаны способы, включающие закачивание питательных веществ в обычные нефтяные пласты для повышения нефтеотдачи.US Pat. No. 4,475,590, incorporated herein by reference, provides an example of biostimulation in a conventional oil reservoir in combination with flooding technology. Waterflooding aims to displace residual oil in the formation with water instead of steam, which is used during the HDF process. Similarly, US Pat. Nos. 4,971,151 and 5,083,611, incorporated herein by reference, describe methods involving injecting nutrients into conventional oil reservoirs to enhance oil recovery.

Однако, все эти способы направлены на активные таксоны, присутствующие в относительно большом количестве в микробиологических сообществах, которые приспособлены для местного преобладания в in situ условиях (температура, геохимия, соленость, минералогия и т.п.) и которые легко исследовать микробиологическими способами. Впрочем, почти в каждой среде существуют банки засеянных микробиологических организмов, которые включают много видов или таксонов микроорганизмов, присутствующих в относительно очень низком количестве. Эти микробиологические таксоны могут быть неактивными или латентными и могут включать латентные бактериальные эндоспоры. Банки засеянных микробиологических организмов могут составлять значительно меньше 0,01% от всех присутствующих клеток и часто существуют в латентном состоянии. В связи с этим, их обычно не обнаруживают или не выделяют с помощью большинства исследований по выделению ДНК и других более традиционных способов определения микробиологических характеристик сред нефтяного пласта.However, all these methods are directed to active taxa that are present in relatively large numbers in microbiological communities, which are adapted for local dominance in in situ conditions (temperature, geochemistry, salinity, mineralogy, etc.) and which are easy to study by microbiological methods. However, in almost every environment there are microbiological inoculation banks that include many species or taxa of microorganisms present in relatively very low numbers. These microbiological taxa may be inactive or latent and may include latent bacterial endospores. Banks of seeded microbiological organisms can be significantly less than 0.01% of all cells present and often exist in a latent state. As such, they are generally not detected or isolated by most DNA extraction studies and other more conventional methods for microbiological characterization of oil reservoir media.

Кроме того, области подземного пласта за границами паровой камеры ГДПП, такие как наклонные гетеролитические пласты (НГП), могут содержать вплоть до двух раз больше ресурсов нефтеносных песков по сравнению с целевой областью паровой камеры. Однако, добыча нефти в области НГП в течение ГДПП является незначительной. Эта НГП нефть смешана с песком и залегает между тонкими, однако протяженными в боковом направлении, аргиллитовыми слоями с низкой проницаемостью, через которые не может проникать пар. Поэтому не обеспечивается требуемый для вытеснения нефти механизм вытеснения давлением пара. Считают, что нефть в НГП более высокого качества и более ценная, чем нефть в области паровой камеры, так как она меньше подвержена биологическому разложению и менее вязкая (Impact of oil-water contacts, reservoir (dis)continuity, and reservoir characteristics on spatial distribution of water, gas, and high-water Fustic et al., 2013, Heavy Oil/Bitumen Petroleum Systems in Alberta & Beyond, Eds. F. J. Hein, J. Sutter, D. A. Leckie, and S. Larter, AAPG Memoir, p. 163-205., включенный в данный документ путем ссылки во всей своей полноте).In addition, regions of the subterranean formation outside of the HDF steam chamber, such as inclined heterolytic formations (HDFs), can contain up to twice as much oil sands resources as compared to the target region of the steam chamber. However, oil production in the OGP area during the GDBT is negligible. This oil is mixed with sand and lies between thin, but laterally extended, low permeability argillic layers, through which steam cannot penetrate. Therefore, the steam pressure displacement mechanism required to displace the oil is not provided. It is believed that oil in the OGP is of higher quality and more valuable than oil in the steam chamber area, since it is less prone to biodegradation and less viscous (Impact of oil-water contacts, reservoir (dis)continuity, and reservoir characteristics on spatial distribution of water, gas, and high-water Fustic et al., 2013, Heavy Oil/Bitumen Petroleum Systems in Alberta & Beyond, Eds. F. J. Hein, J. Sutter, D. A. Leckie, and S. Larter, AAPG Memoir, p. 163 -205., incorporated herein by reference in its entirety).

На фиг. 4 схематически показан пример обычного целевого стратиграфического подразделения в подземных нефтеносных песках Атабаски. Нижняя область представляет цель для расположения паровой камеры 10, которая является целевой областью для ГДПП. Верхняя область представляет НГП областьIn FIG. 4 schematically shows an example of a typical target stratigraphic unit in the Athabasca underground oil sands. The lower area represents the target for the location of the steam chamber 10, which is the target area for the GDPP. The top region represents the NGP region

- 2 043037- 2 043037

20, которая содержит нефть, которая трудно доступна с помощью современных способов. Из НГП подтверждена ограниченная добыча нефти. Диагональные линии в области НГП представляют протяженные в боковом направлении глинистые пласты 30, перемежающиеся пластами дециметрового масштаба тяжелой нефти или протяженными в боковом направлении насыщенными битуминозными пористыми песками. Выше и ниже этих областей вне месторождения существуют флюидоупор снизу 22 и флюидоупор 25 с низкой проницаемостью.20, which contains oil that is difficult to access using current methods. Limited oil production has been confirmed from OGP. Diagonal lines in the OGP region represent laterally extended shale formations 30 interspersed with decimeter-scale heavy oil formations or laterally extended saturated tar sands. Above and below these areas outside the reservoir, there is a bottom seal 22 and a low permeability seal 25.

На фиг. 5 показана фотография обнажения нефтеносных песков Атабаски вблизи Форта Макмуррея в Альберте, Канада от Strobl et al. (1997) из Canadian Society of Petroleum Geologists, Memoir 18, pp. 375391. Стратиграфическое подразделение, показанное на фиг. 4, является характерным для нефтеносных песков Атабаски. Ссылаясь опять на фиг. 5, белые в основном параллельные линии вдоль верхней половины стратиграфического подразделения представляют протяженные в боковом направлении глинистые пласты 30 НГП области 20, и они имеют наклон приблизительно от 6 до 10°. Самый нижний протяженный в боковом направлении аргиллитовый слой 35, обозначенный стрелкой, определяет ожидаемую верхнюю границу ГДПП паровой камеры 10 (как показано исследованиями подземного плата Strobl et al., 1997, Strobl, 2013).In FIG. 5 shows a photograph of the Athabasca oil sands outcrop near Fort McMurray in Alberta, Canada from Strobl et al. (1997) from Canadian Society of Petroleum Geologists, Memoir 18, pp. 375391. The stratigraphic unit shown in FIG. 4 is characteristic of the Athabasca oil sands. Referring again to FIG. 5, the white mostly parallel lines along the upper half of the stratigraphic unit represent the laterally extended shale beds 30 of the NGP area 20, and they are sloped approximately 6 to 10°. The lowermost laterally extended argillite layer 35, indicated by the arrow, defines the expected upper boundary of the steam chamber 10 HDF (as shown by Strobl et al., 1997, Strobl, 2013 subsurface plate studies).

Нефть в НГП в общем считают захваченной и недоступной. Хотя средства для повышения нефтеотдачи из доступных областей, такие как паровая камера ГДПП, исследованы в значительной степени, доступ к нефти в слое НГП остается проблемным с применением существующих технологий. Существует много инициатив в попытке получить доступ к этой нефти, таких как попытка разрушить аргиллит в НГП с помощью геохимического, электрического способов, способа усиленной экстракции растворителем, включающей электромагнитный нагрев (УЭРВЭН) или термохимического способа для получения доступа к нефти. Однако, до сих пор эти подходы имели очень ограниченный успех.Oil in the NGP is generally considered seized and unavailable. Although means to enhance oil recovery from accessible areas, such as the HDF steam chamber, have been explored to a great extent, access to oil in the OGD layer remains problematic with current technologies. There are many initiatives in an attempt to access this oil, such as attempting to break mudstone in the NGP using geochemical, electrical methods, enhanced solvent extraction method including electromagnetic heating (SERWAN) or thermochemical method to gain access to the oil. However, these approaches have had very limited success so far.

Поэтому существует необходимость уменьшить, если не преодолеть, недостатки предшествующего уровня техники и, предпочтительно, разработать способ добычи нефти или увеличения добычи нефти из проблемных в настоящее время областей НГП нефтяных пластов.Therefore, there is a need to reduce, if not overcome, the shortcomings of the prior art and, preferably, to develop a method for extracting oil or increasing oil production from currently problematic areas of oil reservoirs.

Краткое описание изобретенияBrief description of the invention

В настоящем изобретении предоставляют способ и систему для добычи нефти из недоступных в настоящее время содержащих нефть стратиграфических подразделений путем активации глубоких биосферных банков засеянных микробиологических организмов. Питательная и тепловая активация микроорганизмов в содержащих нефть стратиграфических подразделениях обеспечивает стимуляцию неактивных и/или латентных микроорганизмов, так что они размножаются и вырабатывают газ. Вязкость нефти, которая уменьшается под воздействием тепла, наряду с давлением газа, вырабатываемого активированными микробами, увеличивает подвижность нефти, что позволяет ранее недоступной нефти течь по направлению к эксплуатационным скважинам.The present invention provides a method and system for extracting oil from currently inaccessible oil-bearing stratigraphic units by activating deep biosphere banks of seeded microbiological organisms. Nutrient and thermal activation of microorganisms in oil-bearing stratigraphic units provides stimulation of dormant and/or latent microorganisms so that they multiply and produce gas. The viscosity of the oil, which is reduced by heat, along with the pressure of the gas produced by the activated microbes, increases the mobility of the oil, which allows previously inaccessible oil to flow towards production wells.

Целью настоящего изобретения является использование передаваемого теплопроводностью тепла, выработанного ГДПП, объединенного с закачиванием питательного вещества, для обеспечения добычи нефти, захваченной в геологических пластах, таких как НГП. При использовании в сочетании с технологией ГДПП, настоящее изобретение можно назвать способом или системой гравитационного дренажа с применением пара под микробиологическим воздействием (ГДППМВ).It is an object of the present invention to use the thermal conduction heat generated by the HDF, combined with the injection of a nutrient, to enable the recovery of oil trapped in geological formations such as the NGF. When used in conjunction with the MAF technology, the present invention may be referred to as a Microbiologically Aided Steam Gravity Drainage Method or System (MFGMS).

Другой целью настоящего изобретения является доступ к тяжелой нефти, которая недоступна с помощью либо обычных способов добычи нефти, либо ГДПП, такой как в содержащих нефть пластах менее 8 метров толщиной.Another object of the present invention is to access heavy oil that is not available with either conventional oil recovery methods or HDF, such as in oil containing formations less than 8 meters thick.

Эти тонкие осадочные слои можно термически обработать теплой водой (вплоть до 70°С) для уменьшения вязкости, а также питательными веществами для микробиологической активации (например, латентных термофилов) для облегчения добычи нефти. При таких условиях настоящее изобретение можно назвать способом или системой микробиологически повышенной нефтеотдачи за счет тепловой энергии (МПНТ).These thin sedimentary layers can be thermally treated with warm water (up to 70°C) to reduce viscosity, as well as microbiological activation nutrients (eg latent thermophiles) to facilitate oil recovery. Under such conditions, the present invention may be referred to as a microbiologically enhanced thermal oil recovery (MBET) method or system.

В первом аспекте в настоящем изобретении предоставляют способ извлечения нефти в подземном нефтяном пласте, причем способ содержит стадии: (а) предоставления по меньшей мере одной нагнетательной скважины в подземном пласте, (b) предоставления источника тепла для непрерывного нагрева подземного пласта, (с) закачивания по меньшей мере одного питательного вещества в подземный пласт через по меньшей мере одну нагнетательную скважину, (d) стимулирования активности по меньшей мере одного выделяющего газ микроорганизма, расположенного в подземном пласте, для выработки газового давления и (е) извлечения нефти через эксплуатационную скважину.In a first aspect, the present invention provides a method for recovering oil in a subterranean oil reservoir, the method comprising the steps of: (a) providing at least one injection well in a subterranean reservoir, (b) providing a heat source for continuously heating the subterranean reservoir, (c) pumping at least one nutrient into a subterranean formation through at least one injection well, (d) stimulating the activity of at least one gas-producing microorganism located in the subterranean formation to generate gas pressure, and (e) recovering oil through a production well.

Краткое описание чертежейBrief description of the drawings

Воплощения настоящего изобретения ниже описаны путем ссылки на следующие чертежи, на которых одинаковые номера позиций на различных чертежах обозначают одинаковые элементы, и на которых:Embodiments of the present invention are described below by reference to the following drawings, in which like reference numerals in different drawings denote like elements, and in which:

на фиг. 1 схематически показан пример стратиграфического подразделения нефтеносных песков под поверхностью Земли с парой нагнетательной и эксплуатационной скважин для обычного ГДПП предшествующего уровня техники,in fig. 1 schematically shows an example of an oil sands stratigraphic subdivision below the Earth's surface with a pair of injection and production wells for a conventional prior art HDF,

- 3 043037 на фиг. 2 схематически показан пример стратиграфического подразделения нефтеносных песков под поверхностью Земли с парой нагнетательной и эксплуатационной скважин для обычного ГДПП и получающаяся паровая камера предшествующего уровня техники, на фиг. 3 показана гистограмма рангового порядка распространенности всех микробиологических таксонов в образце среды подземного пласта предшествующего уровня техники, на фиг. 4 схематически показан пример известного стратиграфического подразделения нефтеносных песков под поверхностью Земли, на фиг. 5 показана фотография обнажения нефтеносных песков Атабаски вблизи Форта Макмуррея в Альберте, Канада, на фиг. 6 показана столбчатая диаграмма, представляющая метаболизм бактерий для образцов отложений со дна Северного Ледовитого океана при различных условиях питательных веществ и температуры предшествующего уровня техники, на фиг. 7 показана линейная диаграмма с разрешением по времени данных, представленных на фиг. 6 предшествующего уровня техники, на фиг. 8 показана линейная диаграмма отслеживания метаболизма бактерий в зависимости от времени в образцах нефтеносных песков, выдержанных при 50°С, на фиг. 9А-9С показаны три фазы ГДППМВ, включая схематическое изображение длинной горизонтальной нагнетательной скважины для питательных веществ, пробуренной в области НГП выше паровой камеры ГДПП, воплощения настоящего изобретения, на фиг. 10А, 10В схематически показаны две фазы одного воплощения настоящего изобретения, где тепловую энергию предоставляют путем закачивания теплой воды и питательных веществ, после чего извлекают нефть.- 3 043037 in FIG. 2 schematically shows an example of an oil sands stratigraphic subdivision below the Earth's surface with a pair of injection and production wells for a conventional HDF and the resulting prior art steam chamber, FIG. 3 shows a histogram of the rank order of abundance of all microbiological taxa in a prior art subterranean formation medium sample, FIG. 4 schematically shows an example of a known oil sands stratigraphic subdivision below the Earth's surface, FIG. 5 is a photograph of the Athabasca oil sands outcrop near Fort McMurray in Alberta, Canada, FIG. 6 is a bar graph representing bacterial metabolism for sediment samples from the Arctic Ocean floor under various prior art nutrient and temperature conditions, FIG. 7 is a time-resolved line chart of the data shown in FIG. 6 of the prior art, FIG. 8 is a line chart showing bacterial metabolism versus time in oil sands samples aged at 50°C, FIG. 9A-9C show the three phases of the HDFW, including a schematic of a long horizontal nutrient injection well drilled in the LHP region above the HWF steambox, an embodiment of the present invention, FIG. 10A, 10B schematically show two phases of one embodiment of the present invention where thermal energy is provided by pumping warm water and nutrients, followed by oil recovery.

Чертежи выполнены не в масштабе и некоторые элементы могут быть увеличены или уменьшены для того, чтобы показать особенности конкретных элементов, при этом родственные элементы могли быть устранены для того, чтобы предотвратить затруднение понимания новых аспектов. Поэтому конкретные структурные и функциональные особенности, описанные в данном документе, не нужно интерпретировать как ограничивающие, а только лишь как основу для формулы изобретения и как характерную основу для обучения специалиста различному применению настоящего изобретения.The drawings are not to scale and some elements may be enlarged or reduced in order to show the features of particular elements, while related elements may be eliminated in order to prevent obstruction of understanding of new aspects. Therefore, the specific structural and functional features described herein should not be interpreted as limiting, but only as a basis for the claims and as a characteristic basis for teaching a person skilled in the various uses of the present invention.

Подробное описание изобретенияDetailed description of the invention

Этот документ относится к нефти как родовому термину. Однако, термин нефть можно использовать взаимозаменяемо с терминами тяжелая нефть, сверхтяжелая нефть, природный битум, битуминозные пески, нефтеносные пески и углеводородное сырье. В настоящем изобретении предоставляют способ извлечения нефти из недоступных содержащих нефть стратиграфических подразделений путем активации существующего банка засеянных микробиологических организмов, присутствующего in situ. Путем предоставления питательных веществ и тепла неактивным, латентным или мало распространенным микроорганизмам, включая бактериальные эндоспоры, которые расположены в содержащих нефть стратиграфических подразделениях, микроорганизмы могут размножаться и вырабатывать газ для повешения нефтеотдачи посредством повышения давления и/или повышения подвижности нефти. Поставляемое тепло, которое дополнительно понижает вязкость нефти, наряду с давлением газа, выработанного активированными микробиологическими сообществами, которые ранее были неактивными или латентными, наряду с повышенной подвижностью нефти, обусловленной повышенным присутствием газа, объединяются для обеспечения потока ранее недоступной нефти по направлению к нефтяной эксплуатационной скважине.This document refers to oil as a generic term. However, the term oil can be used interchangeably with the terms heavy oil, extra heavy oil, natural bitumen, tar sands, oil sands, and hydrocarbon feedstocks. The present invention provides a method for recovering oil from inaccessible oil-bearing stratigraphic units by activating an existing bank of inoculated microbiological organisms present in situ. By providing nutrients and heat to inactive, latent, or less abundant micro-organisms, including bacterial endospores, that are located in oil-bearing stratigraphic units, the micro-organisms can multiply and produce gas to enhance oil recovery by pressurizing and/or increasing the mobility of the oil. The supplied heat, which further lowers the viscosity of the oil, along with the gas pressure generated by activated microbiological communities that were previously inactive or latent, along with the increased oil mobility due to the increased presence of gas, combine to provide a flow of previously inaccessible oil towards the oil production well. .

Известно, что в отложениях существуют микроорганизмы с тепловыми ограничениями роста, которые выше преобладающей in situ температуры, как показано на фиг. 6 и 7 и описано далее в этом документе. Эти микроорганизмы обычно существуют как часть неактивного или латентного банка засеянных микроорганизмов пока не изменятся условия окружающей среды, например, путем нагрева или посредством поставки питательных веществ. До ГДПП обычный пласт нефтеносных песков и залегающий выше НГП находится приблизительно при 10°С in situ.Microorganisms are known to exist in sediments with thermal growth limits that are above the prevailing in situ temperature, as shown in FIG. 6 and 7 and described later in this document. These microorganisms usually exist as part of an inactive or latent microorganism seed bank until environmental conditions are changed, for example, by heating or through the supply of nutrients. Prior to the HBF, the conventional oil sands formation and the overlying LHW are at approximately 10°C in situ.

Так как нефть из НГП и других недоступных областей считают захваченной и недоступной из-за протяженной природы аргиллитовых слоев с низкой проницаемостью, в настоящее время не существует каких-либо технологий, которые эффективно извлекают нефть из слоев НГП.Since oil from NGP and other inaccessible areas is considered to be trapped and inaccessible due to the extended nature of low permeability argillite layers, there are currently no technologies that effectively recover oil from NGP layers.

В одном из воплощений в настоящем изобретении используют передаваемое теплопроводностью тепло, выработанное с помощью существующих способов теплового воздействия на пласт, таких как ГДПП. Хотя высокие температуры 200°С закаченного пара эффективно стерилизуют саму область паровой камеры, пар не может проникать в залегающие между пластами плотные песок и глинистый раствор НГП. Поэтому, хотя паровая камера при 200°С является стерилизованной, окружающие области подземного пласта не обязательно стерилизуются, потому что они подвергаются более низкой температуре. В настоящем изобретении используют тепло от закаченного пара, которое передается посредством теплопроводности через как аргиллит, так и через пласты насыщенных нефтью песков области НГП, контактирующей с камерой ГДПП. Это создает температурный градиент от края горячей паровой камеры (~200°С) до областей, который находятся при температуре окружающей среды (~10°С).In one embodiment, the present invention utilizes conduction heat generated by existing formation thermal stimulation techniques, such as HDRT. Although the high temperatures of 200° C. of the injected steam effectively sterilize the area of the steam chamber itself, the steam cannot penetrate the dense sand and slurry between the reservoirs. Therefore, although the steam chamber at 200° C. is sterilized, the surrounding areas of the subterranean formation are not necessarily sterilized because they are exposed to a lower temperature. The present invention utilizes heat from the injected steam, which is transferred by conduction through both the mudstone and the oil-saturated sands formations of the OGP region in contact with the HDF chamber. This creates a temperature gradient from the edge of the hot steam chamber (~200°C) to areas that are at ambient temperature (~10°C).

- 4 043037- 4 043037

Например, для паровой камеры ГДПП, которая находится приблизительно на 400 м ниже подземного пласта, обусловленный теплопроводностью температурный градиент распространяется вверх на десятки метров до высоты, на которой температура окружающей среды подземного пласта не изменяется. В связи с этим, большая часть НГП имеет температуры, которые намного выше предшествующих температур in situ (<10°С), однако ниже тех, которые считают верхним температурным пределом для жизни микробов (~121°С). Эти температуры являются предпочтительными условиями для активации латентных членов банка засеянных микроорганизмов, таких как эндоспоры термофильных бактерий, которые развиваются и растут в ответ на повышение температуры.For example, for a steam chamber of a HBF that is approximately 400 m below the subterranean formation, the thermal conductivity-induced temperature gradient propagates upward by tens of meters to a height at which the ambient temperature of the subterranean formation does not change. In this regard, most of the GHP has temperatures that are much higher than the previous in situ temperatures (<10°C), but below what is considered the upper temperature limit for microbial life (~121°C). These temperatures are the preferred conditions for activating latent members of the seeded microbial bank, such as thermophilic bacterial endospores, which develop and grow in response to elevated temperatures.

Кроме того, в этом воплощении, при условии, что отложения и нефть в НГП нагревают без дополнительного потребления мощности, связанные с этим выбросы парникового газа СО2 и энергетические затраты, связанные с добычей нефти, не обязательно увеличиваются от данного действия. Следовательно, общие выбросы вызывающих парниковый эффект газов на баррель нефти уменьшаются и можно уменьшить отношение пара к нефти.Furthermore, in this embodiment, as long as the sediments and oil in the NGP are heated without additional power consumption, the associated CO 2 greenhouse gas emissions and energy costs associated with oil production are not necessarily increased by this action. Consequently, the total greenhouse gas emissions per barrel of oil are reduced and the steam to oil ratio can be reduced.

Передаваемое теплопроводностью тепло также уменьшает вязкость нефти и увеличивает подвижность нефти, которая в другом случае является недоступной для пара в областях за пределами и/или выше паровых камер. Однако, хотя нагретая нефть в НГП имеет вязкость, пониженную до настолько низкого уровня, что она может течь, примерно 10 сПз, отсутствует давление для движения ее через самые нижние протяженные в боковом направлении глинистые слои в паровой камере ГДПП, в которой расположена эксплуатационная скважина (см. фиг. 1 и 2).Heat transferred by conduction also reduces the viscosity of the oil and increases the mobility of the oil, which is otherwise inaccessible to steam in areas outside and/or above the steam chambers. However, although the heated oil in the OGP has a viscosity reduced to such a low level that it can flow, about 10 cPs, there is no pressure to move it through the lowermost laterally extended clay layers in the steam chamber of the HPF in which the production well is located ( see Fig. 1 and 2).

В другом воплощении в настоящем изобретении способствуют получению газа с помощью микроорганизмов в НГП. Получение газа, в свою очередь, увеличивает подвижность нефти и обеспечивает вытеснение давлением для добычи нефти.In another embodiment, the present invention contributes to the production of gas with the help of microorganisms in the NGP. The production of gas, in turn, increases the mobility of the oil and provides pressure displacement for oil recovery.

В одном из воплощений настоящего изобретения размножение этих микроорганизмов из банка засеянных микроорганизмов усиливают путем оптимизации условий окружающей среды для данной группы или групп микробов. Эту оптимизацию можно обеспечить с помощью питательного вещества и/или закачивания микробиологических клеток в НГП. В одном аспекте газ, выработанный размножающимися микробами, обеспечивает давление для вытеснения нефти в эксплуатационную скважину через насыщенные нефтью промежутки, находящиеся между протяженными в боковом направлении, слегка наклоненными (часто от 6 до 10°) глинистыми слоями.In one embodiment of the present invention, the propagation of these micro-organisms from a seeded micro-organism bank is enhanced by optimizing environmental conditions for a given group or groups of microbes. This optimization can be achieved by nutrient and/or injection of microbiological cells into NGP. In one aspect, gas produced by proliferating microbes provides pressure to drive oil into a production well through oil-saturated spaces located between laterally extended, slightly inclined (often 6 to 10°) shale layers.

На фиг. 6 показана столбчатая диаграмма, представляющая метаболизм бактерий для образцов отложений со дна Северного Ледовитого океана при различных условиях питательных веществ и температуры. Этот график основан на Hubert et al. (2010) Environmental Microbiology 12:1089-1104 в сочетании с неопубликованными данными. Проанализированные образцы являются характерными отложениями из постоянно холодных (~4°С) подземных областей. В связи с этим, эти образцы включают однородные микробиологические сообщества, содержащие множество штаммов. Образцы выдерживали в течение 5 суток при четырех наборах условий:In FIG. 6 is a bar graph representing bacterial metabolism for sediment samples from the Arctic Ocean floor under various nutrient and temperature conditions. This graph is based on Hubert et al. (2010) Environmental Microbiology 12:1089-1104 combined with unpublished data. The analyzed samples are characteristic deposits from permanently cold (~4°C) underground regions. In this regard, these samples include homogeneous microbiological communities containing many strains. The samples were kept for 5 days under four sets of conditions:

(1) ~4°С без питательных веществ, (2) ~50°С с питательными веществами, (3) ~50°С с простыми питательными веществами (каждый, 1 мМ семи различных органических кислот, С2-С4 соединения), и (4) ~50°С со сложными питательными веществами (2,5 мг-см’3 сублимированных водорослей).(1) ~4°C without nutrients, (2) ~50°C with nutrients, (3) ~50°C with simple nutrients (each, 1mM of seven different organic acids, C2-C4 compounds), and (4) ~50°C with complex nutrients (2.5 mg-cm' 3 freeze-dried algae).

Микробиологический метаболизм, меру микробиологического размножения, определяли путем измерения восстановления сульфатов в экспериментах. При температуре in situ (~4°C) и без питательных веществ наблюдается минимальный микробиологический метаболизм или активность. Поэтому термофильные микроорганизмы в образце можно считать латентными при температуре in situ. Когда температуру повышали до 50°С, метаболизм термофильных организмов становился явным, что указывает на температурную зависимость активации латентных бактериальных эндоспор.Microbiological metabolism, a measure of microbial growth, was determined by measuring sulfate reduction in experiments. At in situ temperature (~4°C) and without nutrients, there is minimal microbiological metabolism or activity. Therefore, thermophilic microorganisms in the sample can be considered latent at in situ temperature. When the temperature was raised to 50°C, the metabolism of thermophilic organisms became clear, indicating a temperature dependence of the activation of latent bacterial endospores.

Со ссылкой на фиг. 6, добавление простых питательных веществ при 50°С усиливало микробиологический метаболизм до двух раз и до четырех раз с более сложными питательными веществами. Поэтому можно способствовать активации и увеличить активацию латентных микроорганизмов в отложении путем добавления тепла и питательных веществ, с более сложными питательными веществами, обеспечивающими более благоприятную окружающую среду для роста и метаболизма. на фиг. 7 показаны три группы при 50°С, представленные на фиг. 6, в виде линейной диаграммы, показывающей микробиологический метаболизм с течением времени. Помимо относительного размножения микроорганизмов при различных условиях, на этом графике дополнительного показано, что латентные микроорганизмы активируются до 50 часов быстрее при обогащении питательными веществами.With reference to FIG. 6, addition of simple nutrients at 50° C. increased microbial metabolism up to two times and up to four times with more complex nutrients. Therefore, it is possible to promote and increase the activation of latent microorganisms in the sediment by adding heat and nutrients, with more complex nutrients providing a more favorable environment for growth and metabolism. in fig. 7 shows the three groups at 50°C shown in FIG. 6 as a line chart showing microbiological metabolism over time. In addition to the relative multiplication of microorganisms under various conditions, this graph additionally shows that latent microorganisms are activated up to 50 hours faster when enriched with nutrients.

Тип выработанного микроорганизмами газа зависит от преобладающих условий, таких как доступные питательные вещества, а также конкретных рассматриваемых организмов. Поэтому выработанные газы включают (но не ограничены перечисленным): диоксид углерода, метан, азот, аммиак, водород и сероводород.The type of gas produced by microorganisms depends on the prevailing conditions, such as available nutrients, as well as the specific organisms in question. Therefore, the gases produced include (but are not limited to): carbon dioxide, methane, nitrogen, ammonia, hydrogen, and hydrogen sulfide.

Со ссылкой на фиг. 8, где показана линейная диаграмма отслеживания метаболизма бактерий в зависимости от времени для образцов отложений из пласта нефтеносных песков, выдержанных при 50°С.With reference to FIG. 8, which shows a line chart of bacterial metabolism versus time for sediment samples from an oil sands formation held at 50°C.

- 5 043037- 5 043037

На этом графике прослеживают метаболизм анаэробных бактерий в зависимости от времени в образцах нефтеносных песков, выдержанных при 50°С в присутствии питательных веществ или без питательной добавки. Испытывали две глубины из одного и того же пласта нефтеносных песков, и показано среднее из параллельного анализа экспериментальных сосудов для каждого условия. Данный эксперимент аналогичен культивированиям, показанным на фиг. 6 и 7, и показывает, что латентные термофилы можно активировать в нефтеносных песках, которые испытывают воздействие высокой температуры. Питательная добавка требовалась для того, чтобы стимулировать анаэробный метаболизм термофилами в образцах нефтеносных песков. Эти нефтеносные пески получали из замороженных образцов породы из скважины, которую пробурили до ГДПП, так что нагрев происходил только в экспериментах. Испытывали две глубины (приблизительно 412 и 430 м ниже поверхности), каждую трижды. Неизмененные контрольные образцы для каждой глубины испытывали дважды.This graph traces the metabolism of anaerobic bacteria as a function of time in oil sands samples aged at 50° C. with or without nutrient addition. Two depths were tested from the same oil sands formation and the average from a parallel analysis of the experimental vessels for each condition is shown. This experiment is similar to the cultures shown in FIG. 6 and 7 and shows that latent thermophiles can be activated in oil sands that are exposed to high temperatures. The nutritional supplement was required in order to stimulate anaerobic metabolism by thermophiles in the oil sands samples. These oil sands were obtained from frozen rock samples from a well that had been drilled prior to the FBF, so heating only occurred in the experiments. Two depths were tested (approximately 412 and 430 m below the surface), each three times. Unmodified controls for each depth were tested twice.

На фиг. 9А, 9В и 9С схематически показано одно воплощение настоящего изобретения. В этом воплощении длинную горизонтальную нагнетательную скважину 40 для питательных веществ пробуривают в НГП области 20 выше паровой камеры 10 ГДПП. В воплощении, показанном на фиг. 9В, газ 80 может вырабатываться микробами, которые активируются под влиянием нагретых посредством теплопроводности слоев НГП. В воплощении, показанном на фиг. 9С, питательные вещества 50 закачивают из резервуара 60 на поверхности. Закаченные питательные вещества 50 выдерживают в нагретой посредством теплопроводности НГП области 20 в течение ГДПП, происходящего в паровой камере 10 ниже. Латентные микроорганизмы 70, которые можно активировать переданным теплопроводностью теплом, как показано на фиг. 9В, дополнительно активируют и усиливают с помощью закаченных питательных веществ 50, для получения газа 80. В одном из воплощений газ 80, выработанный активированными термофильными микробами 70b, улучшает подвижность нефти и/или обеспечивает давление для нефти, залегающей между протяженными в боковом направлении глинистыми пластами 30, для течения вниз вдоль наклонных глинистых пластов в паровую камеру 10 ниже для добычи нефти.In FIG. 9A, 9B and 9C schematically show one embodiment of the present invention. In this embodiment, a long horizontal nutrient injector 40 is drilled in the LHP region 20 above the HHV steam chamber 10. In the embodiment shown in FIG. 9B, gas 80 can be produced by microbes that are activated by conduction-heated layers of HCV. In the embodiment shown in FIG. 9C, nutrients 50 are pumped from reservoir 60 at the surface. The injected nutrients 50 are held in the conduction-heated LHP region 20 during the HHP occurring in the steam chamber 10 below. Latent microorganisms 70 that can be activated by conduction heat, as shown in FIG. 9B is further activated and enhanced with injected nutrients 50 to produce gas 80. In one embodiment, gas 80 produced by activated thermophilic microbes 70b improves oil mobility and/or provides pressure to oil trapped between laterally extended shale formations. 30 to flow down the sloped shale formations into the steam chamber 10 below for oil production.

В другом аспекте настоящего изобретения выделение газа микробами усиливают путем определения и использования оптимальных питательных составов и температурных условий для способствования максимальной активации и размножению микробов. Питательные составы можно определить на основе либо (1) специального знания о банке засеянных микробиологических организмов и анаэробном микробиологическом метаболизме, либо (2) на основе конкретного микробиологического сообщества, присутствующего в данном пласте. Последние составы можно приготовить путем лабораторного предварительного определения зависящих от местных условий характеристик банка засеянных микробиологических организмов данной области НГП с использованием образцов, отобранных из этой области НГП. Предварительное определение характеристик может включать изучения того, как наилучшим образом стимулировать конкретный банк микроорганизмов при различных ожидаемых температурах. Образцы из отложений НГП обычно должны быть доступны из образцов породы, полученных при бурении, отобранных в течение разведки подземного пласта или в течение бурения пар нагнетательных и эксплуатационных скважин ГДПП.In another aspect of the present invention, microbial outgassing is enhanced by determining and using optimal nutritional compositions and temperature conditions to promote maximum microbial activation and reproduction. Nutrient compositions can be determined based either on (1) specific knowledge of the inoculated microbial bank and anaerobic microbial metabolism, or (2) on the basis of the specific microbial community present in the formation. The latter formulations can be prepared by laboratory preliminary determination of the locally dependent characteristics of the inoculated microbiological bank of a given area of NGP using samples taken from this area of NGP. Preliminary characterization may include studies on how best to stimulate a particular microorganism bank at various expected temperatures. Samples from NGP deposits should normally be available from rock samples taken during drilling, taken during the exploration of a subterranean formation or during the drilling of pairs of injector and production wells of the GDPP.

Питательные составы могут содержать питательные субстраты, которые являются органическими соединениями на основе углерода, соединениями азота и фосфора, металлическими соединениями, витаминами или различными акцепторами электронов типа кислорода, нитрата, оксидов и сульфатов металлов. Питательные составы могут быть специальными и зависящими от местных условий, как описано выше, или могут быть стандартно применяемыми на основе специального знания общей физиологии анаэробной микробиологической общности, способной к выделению газа.The nutritional compositions may contain nutrient substrates that are carbon-based organic compounds, nitrogen and phosphorus compounds, metal compounds, vitamins, or various electron acceptors such as oxygen, nitrate, metal oxides and sulfates. Nutritional formulations may be ad hoc and locally dependent, as described above, or may be routinely applied based on specific knowledge of the general physiology of an anaerobic microbiological community capable of gassing.

В одном из воплощений целью настоящего изобретения является вытеснение нефти по направлению к паровой камере вдоль слабого наклона протяженных в боковом направлении глинистых пластов, а не попытка пробить аргиллитовую границу паровой камеры, как в существующих технологиях. В связи с этим, в некоторых воплощениях в настоящем изобретении используют существующие нефтяные эксплуатационные скважины 7, например, показанные на фиг. 1 и 2, для добычи нефти из области НГП. В некоторых воплощениях заявленного изобретения в области НГП бурят дополнительные эксплуатационные скважины.In one embodiment, the aim of the present invention is to drive oil towards the steam chamber along a slight slope of laterally extended shale formations, rather than attempting to penetrate the argillite boundary of the steam chamber as in current technologies. In this regard, in some embodiments, the present invention utilizes existing oil production wells 7, such as those shown in FIG. 1 and 2 for oil production from the NGP area. In some embodiments of the claimed invention, additional production wells are drilled in the field of oil and gas production.

Преимущество некоторых воплощений настоящего изобретения включает уменьшение затрат при добыче нефти на баррель добытой нефти относительно обычного способа ГДПП, потому что затраты, связанные с закачиванием питательных веществ ниже затрат на выработку пара. В связи с этим, воплощения настоящего изобретения дают значительное увеличение добычи нефти только с небольшим увеличением затрат на дополнительные скважины для питательных веществ и без какого-либо изменения способа ГДПП.An advantage of some embodiments of the present invention includes a reduction in oil recovery costs per barrel of oil produced relative to the conventional HDF process because the costs associated with pumping nutrients are lower than the costs of generating steam. In this regard, embodiments of the present invention provide a significant increase in oil recovery with only a small increase in the cost of additional wells for nutrients and without any change in the method of HDF.

Дополнительное преимущество воплощений настоящего изобретения состоит в том, что они ориентированы на то, чтобы уменьшить отношение пара к нефти. Поэтому, с тем же количеством пара в обычном способе ГДПП, в воплощениях настоящего изобретения обеспечивают значительно большее количество добываемой нефти и, посредством этого, можно уменьшить относительное количество выбросов образующих парниковый эффект газов на единицу добытой нефти.An additional advantage of embodiments of the present invention is that they are oriented towards reducing the ratio of steam to oil. Therefore, with the same amount of steam in the conventional HDF process, the embodiments of the present invention provide a significantly larger amount of oil produced, and thereby the relative amount of greenhouse gas emissions per unit of oil produced can be reduced.

Кроме того, так как нефть в области НГП в меньшей степени подвержена биологическому разложению и является менее вязкой, чем нефть в паровой камере, она является коммерчески более ценной. Да- 6 043037 лее, уменьшенная вязкость требует меньше энергии для течения через нефтяные эксплуатационные скважины.In addition, since the oil in the LPG region is less biodegradable and less viscous than the oil in the steam chamber, it is commercially more valuable. Further, reduced viscosity requires less energy to flow through oil production wells.

Кроме того, при нагреве менее подверженная биологическому разложению нефть из области НГП является соответствующей для поддержки активности микробов с выделением газа, если ее все еще можно дополнительно биологически разложить. В связи с этим, в некоторых воплощениях настоящего изобретения нефть, естественно присутствующая в области НГП, может потребляться как форма питательных веществ для роста микробов.In addition, when heated, the less biodegradable oil from the GHP region is appropriate to support microbial activity with outgassing if it can still be further biodegraded. In this regard, in some embodiments of the present invention, the oil naturally present in the GHP area can be consumed as a form of nutrients for microbial growth.

В другом воплощении настоящего изобретения микробиологические клетки можно закачать в область НГП в виде формы биоприроста. Зависящее от местных условий лабораторное испытание требуется для определения идеальных питательных составов и/или составов биоприроста. В одном воплощении настоящего изобретения закаченные клеточные запасы могут происходить из банка засеянных микробиологических организмов, выделенных и культивированных из соответствующих образцов, полученных при бурении пласта. В другом воплощении настоящего изобретения закачиваемые клетки могут быть стандартными микробиологическими веществами или сообществами, известными как выделяющие газ при условиях высокой температуры в отсутствие кислорода.In another embodiment of the present invention, microbiological cells can be injected into the NGP area as a form of biogrowth. Locally dependent laboratory testing is required to determine ideal nutrient and/or biogrowth compositions. In one embodiment of the present invention, the injected cell stock may originate from a bank of inoculated microbiological organisms isolated and cultured from appropriate samples obtained while drilling a formation. In another embodiment of the present invention, the injected cells may be standard microbiological substances or communities known to outgas under high temperature conditions in the absence of oxygen.

В некоторых воплощениях настоящего изобретения может потребоваться доступ к большой части области НГП. В связи с этим, в настоящем изобретении рассматривают воплощения, включающие более одной нагнетательной скважины для питательных веществ. Нагнетательные скважины для питательных веществ можно пробурить с различными диаметрами, глубинами (неглубокие или глубокие), горизонтально, направленно и/или вертикально, в зависимости от целевой области для закачивания питательных веществ. Решение бурить меньше или больше нагнетательных скважин для питательных веществ, или горизонтальных и/или вертикальных скважин, может быть основано на характеристиках конкретного места и вычисленных отношениях стоимости/выгоды.In some embodiments of the present invention, access to a large portion of the NGP area may be required. In this regard, the present invention contemplates embodiments that include more than one nutrient injection well. Nutrient injection wells can be drilled at different diameters, depths (shallow or deep), horizontally, directional and/or vertically, depending on the target area for nutrient injection. The decision to drill fewer or more nutrient injection wells, or horizontal and/or vertical wells, may be based on site characteristics and calculated cost/benefit ratios.

В некоторых воплощениях настоящего изобретения можно использовать горизонтальные скважины, предназначенные для стимуляции конкретных областей в геологическом пласте на основе температурных или микробиологических условий. В другом воплощении настоящего изобретения горизонтальные скважины могут быть аналогичными горизонтальным скважинам ГДПП. Горизонтальные скважины также могут быть вплоть до 1 км длиной или длиннее в горизонтальном направлении и/или достигать области всего нефтяного пласта.In some embodiments of the present invention, horizontal wells can be used that are designed to stimulate specific regions in a subterranean formation based on temperature or microbiological conditions. In another embodiment of the present invention, the horizontal wells may be similar to the horizontal wells of the HDF. Horizontal wells can also be up to 1 km long or longer in the horizontal direction and/or reach the area of the entire oil reservoir.

В одном из воплощений настоящего изобретения нагнетательные скважины для питательных веществ можно пробурить из того же положения на поверхности или инфраструктуры, как и существующие эксплуатационные скважины, такие как буровые площадки эксплуатационных скважин ГДПП. Поэтому в некоторых воплощениях, в которых применяют данную технологию в сочетании с другим способом добычи нефти, таким как способ ГДПП, эти дополнительные скважины вероятно представляют меньшее приращение затрат на развертывание оборудования.In one embodiment of the present invention, nutrient injection wells can be drilled from the same surface location or infrastructure as existing production wells, such as production well sites of the HDF. Therefore, in some embodiments that use this technology in combination with another oil recovery method, such as the HDF method, these additional wells are likely to represent a smaller deployment cost increment.

В другом воплощении настоящее изобретение можно использовать в обычно недоступной зоне, такой как область НГП, до или после способа ГДПП. Доступно только тепло, вырабатываемое с помощью стратегий теплового повышения нефтеотдачи, таких как способ ГДПП, при этом способ ГДПП является активным и успешным. Поэтому, когда настоящее изобретение используют до или после способа ГДПП, для теплового повышения нефтеотдачи можно закачивать теплую воду для поддержания оптимальных температурных условий для активации банка засеянных микробиологических организмов, размножения микробов и выработки газа. Теплую воду можно закачивать непрерывно или периодически. В некоторых воплощениях настоящего изобретения теплую воду можно закачивать с питательными веществами и/или микробами.In another embodiment, the present invention can be used in a normally inaccessible area, such as an GBV area, before or after the HDRT method. Only heat generated by thermal enhanced oil recovery strategies such as the HBF process is available, and the HBF process is active and successful. Therefore, when the present invention is used before or after the HDF process, warm water can be injected for thermal enhanced oil recovery to maintain optimal temperature conditions for seed bank activation, microbial growth, and gas generation. Warm water can be pumped continuously or intermittently. In some embodiments of the present invention, warm water may be pumped with nutrients and/or microbes.

В одном из воплощений настоящего изобретения теплую воду можно закачивать в течение способа ГДПП для добавления тепла в конкретной области НГП.In one of the embodiments of the present invention, warm water can be injected during the HDF process to add heat to a specific area of the LHP.

В другом воплощении способ по настоящему изобретению может включать зависящие от местных условий контрольные испытания и приготовления для повышения нефтеотдачи пласта, включающие:In another embodiment, the method of the present invention may include locally dependent control tests and preparations for enhanced oil recovery, including:

(1) отбор проб подземного месторождения из представляющего интерес места(мест) нефтяного пласта, например, образцов кернов, полученных при бурении НГП, (2) анализ микробного разнообразия, нацеленный на редкие засеянные организмы банка, и лабораторное определение характеристик микробиологических сообществ в отложениях in situ в пласте -они могут включать выращивания при градиенте температуры, которые моделируют ГДПП нагрев посредством теплопроводности НГП, (3) лабораторное определение субстратов, питательных веществ, температур, которые являются оптимальными для выделения газа микробиологическими сообществами, являющимися латентными, однако присутствующими в отложениях из представляющего интерес места, (4) моделирование теплового нагрева с течением времени, например, посредством моделирования нагрева посредством теплопроводности от паровой камеры, для определения высокотемпературных условий для оптимального выделения газа микробами на основе физиологии засеянных микробиологических организмов банка без дополнительного вмешательства, (5) моделирование дополнительного выделения газа, если питательные вещества поставляют в латентное микробиологическое сообщество, и/или поиск начала развития бактериальных эндоспор, которое может происходить в ответ на температуру и/или питательные вещества, и(1) subterranean deposit sampling from an oil reservoir site(s) of interest, such as core samples obtained from oilfield drilling, (2) microbial diversity analysis targeting rare inoculated bank organisms and laboratory characterization of microbiological communities in sediments in situ in the reservoir—these may include temperature gradient growth that simulates HDFH heating via thermal conduction of the LHP, (3) laboratory determination of substrates, nutrients, temperatures that are optimal for gassing by microbiological communities that are latent but present in sediments from the representative interest of place, (4) simulation of thermal heating over time, for example by simulating heating by conduction from a steam chamber, to determine high temperature conditions for optimal microbial outgassing based on the physiology of inoculated bank microbial organisms without additional intervention, (5) simulation of additional release gas if nutrients are being supplied to the latent microbiological community, and/or looking for the onset of bacterial endospore development, which may occur in response to temperature and/or nutrients, and

- 7 043037 (6) применение на практике улучшенной стратегии добычи нефти в представляющем интерес месте нефтяного пласта.- 7 043037 (6) putting into practice an improved oil recovery strategy in an oil reservoir location of interest.

Настоящее изобретение включает способ добычи нефти из нефтяного пласта под поверхностью Земли. В этом способе обеспечивают нагнетательную скважину в подземном пласте для закачивания по меньшей мере одного питательного вещества. Обеспечивают источник тепла для непрерывного нагрева подземного пласта до, в течение или после закачивания по меньшей мере одного питательного вещества.The present invention includes a method for extracting oil from an oil reservoir below the Earth's surface. In this method, an injection well is provided in a subterranean formation to inject at least one nutrient. A heat source is provided for continuously heating the subterranean formation before, during, or after injection of at least one nutrient.

Выделяющие газ микроорганизмы, расположенные в подземном пласте, выращивают для выработки давления газа, которое вытесняет нефть в эксплуатационную скважину для добычи.Gas-producing microorganisms located in a subterranean formation are grown to generate gas pressure that displaces oil into a production well for production.

В одном из воплощений настоящего изобретения отмеченные выше стадии закачивания, выращивания и добычи можно циклически повторять. В другом воплощении настоящего изобретения добычу нефти можно выполнять одновременно с выращиванием микробов с помощью питательных веществ.In one of the embodiments of the present invention, the stages of injection, growth and production noted above can be repeated cyclically. In another embodiment of the present invention, oil production can be performed simultaneously with nutrient-assisted microbial growth.

В дополнительном воплощении настоящее изобретение можно применить к засеянным микробиологическим организмам банка в подземных пластах тяжелой нефти, которые в настоящее время недоступны для, или притягательны для, обычных и/или тепловых (то есть ГДПП) способов, таких как относительно тонкие слои насыщенных нефтью песков, например, которые менее 8 метров толщиной. В таких тонких пластовых зонах способ ГДПП обычно не применяют, так как он считается экономически несостоятельным. В этом воплощении, так как тепловую энергию нельзя получить из сопутствующей тепловой стратегии, такой как способ ГДПП, тепловую энергию необходимо вводить в отложение другими средствами.In a further embodiment, the present invention can be applied to seeded microbial bank organisms in subterranean heavy oil formations that are currently inaccessible to, or attractive to, conventional and/or thermal (i.e., HDRT) methods, such as relatively thin layers of oil-saturated sands, for example, which are less than 8 meters thick. In such thin reservoir zones, the HDBM method is usually not used, as it is considered uneconomical. In this embodiment, since thermal energy cannot be obtained from a concomitant thermal strategy, such as the HDP method, thermal energy must be introduced into the deposit by other means.

В одном из воплощений настоящего изобретения тепловую энергию можно поставлять в целевую область путем закачивания теплой воды, как упоминали ранее. на фиг. 10А показана первая фаза такого воплощения. Нагнетательная скважина 40 для питательных веществ закачивает теплую воду, питательные вещества и, при необходимости, микробы 55 из резервуара 60 на поверхности. В одном из воплощений настоящего изобретения теплая вода, питательные вещества и, при необходимости, микробы 55 постоянно текут в нефтяной пласт 25 для уменьшения вязкости с помощью тепла и активации и выращивания микробиологического сообщества, включая латентные микроорганизмы банка, чтобы оно выделяло газ, который повышает подвижность нефти и/или обеспечивает давление вытеснения нефти для добычи.In one of the embodiments of the present invention, thermal energy can be delivered to the target area by pumping warm water, as mentioned earlier. in fig. 10A shows the first phase of such an implementation. Nutrient injection well 40 pumps warm water, nutrients, and optionally microbes 55 from reservoir 60 at the surface. In one embodiment of the present invention, warm water, nutrients and, if necessary, microbes 55 continuously flow into the oil reservoir 25 to reduce viscosity with heat and activate and grow the microbiological community, including the bank's latent microorganisms, to release a gas that enhances mobility. oil and/or provides oil displacement pressure for production.

На фиг. 10В показано одно воплощение второй фазы воплощения настоящего изобретения, показанного на фиг. 10А. В этом воплощении нагнетательная скважина 40 для питательных веществ также может выполнять функцию эксплуатационной скважины. В одном воплощении нагретая, и поэтому менее вязкая нефть, вытесняется газом, выработанным микроорганизмами на первой фазе (фиг. 10А), по направлению к эксплуатационной скважине (фиг. 10В).In FIG. 10B shows one embodiment of the second phase of the embodiment of the present invention shown in FIG. 10A. In this embodiment, the nutrient injection well 40 may also function as a production well. In one embodiment, the heated, and therefore less viscous, oil is displaced by the gas produced by the microorganisms in the first phase (FIG. 10A) towards the production well (FIG. 10B).

Температуру теплой воды можно изменять в зависимости от предпочтений целевого микробиологического сообщества. Теплая вода нагревает отложения и, наряду с питательными веществами, уменьшает вязкость нефти и может вносить вклад в повышение давления в пласте. Таким образом, приспособленные к высоким температурам микробы активируются и размножаются с выделением газа, который повышает давление и/или подвижность in situ, что приводит к повышенным потоку и добыче нефти.The temperature of warm water can be changed depending on the preferences of the target microbiological community. The warm water heats up the sediments and, along with the nutrients, reduces the viscosity of the oil and can contribute to the pressure increase in the reservoir. Thus, heat-adapted microbes are activated and multiply to release gas, which increases pressure and/or in situ mobility, resulting in increased oil flow and production.

В одном из воплощений настоящего изобретения теплую воду можно закачать для облегчения добычи нефти и цикл закачивания/добычи продолжается с повторением. В некоторых воплощениях период циклов закачивания/добычи может зависеть от пласта и его можно определить с помощью предшествующих попыток при обычной добыче нефти при низкой температуре.In one embodiment of the present invention, warm water may be injected to facilitate oil recovery and the injection/production cycle continues with repetition. In some embodiments, the period of injection/production cycles may be formation dependent and can be determined from prior attempts in conventional low temperature oil production.

В одном воплощении настоящего изобретения такие чередующиеся циклы могут продолжаться до тех пор, пока не прекратится добыча нефти. В другом воплощении настоящего изобретения выращивание микроорганизмов в подземных отложениях с помощью теплой воды и питательных веществ может продолжаться более нескольких месяцев. В дополнительном воплощении настоящего изобретения добыча нефти может продолжаться вплоть до 6 месяцев и более.In one embodiment of the present invention, such alternating cycles may continue until oil production ceases. In another embodiment of the present invention, the cultivation of microorganisms in underground sediments using warm water and nutrients can continue for more than several months. In a further embodiment of the present invention, oil production may continue for up to 6 months or more.

В некоторых воплощениях настоящего изобретения нагнетательные скважины для питательных веществ и/или закачивания теплой воды также можно использовать для добычи нефти.In some embodiments of the present invention, nutrient and/or warm water injection wells can also be used for oil production.

В некоторых воплощениях настоящего изобретения дополнительную тепловую энергию, поставляемую теплой водой, можно использовать для дополнительной первичной добычи нефти при низких температурах или для вторичной добычи нефти, такой как технология заводнения.In some embodiments of the present invention, additional thermal energy supplied by warm water can be used for additional primary oil recovery at low temperatures or for secondary oil recovery, such as waterflood technology.

Специалист может теперь представить альтернативные структуры и воплощения или их изменения, все из которых, как предполагается, находятся в пределах области защиты изобретения, определенной в следующей формуле изобретения.The skilled person may now present alternative structures and embodiments, or variations thereof, all of which are intended to be within the scope of the invention as defined in the following claims.

Claims (9)

1. Способ добычи нефти из подземного нефтяного пласта, где способ включает стадии:1. A method for extracting oil from an underground oil reservoir, where the method includes the steps of: (a) предоставления по меньшей мере одной нагнетательной скважины в подземном пласте, (b) предоставления источника тепла для нагрева подземного пласта и активирования по меньшей мере одного присутствующего in situ латентного выделяющего газ микроорганизма из глубокого биосферного банка засеянных микроорганизмов, расположенного в подземном пласте, и поддержание тем-(a) providing at least one injection well in the subterranean formation, (b) providing a heat source for heating the subterranean formation and activating at least one in situ latent outgassing microorganism from a deep biosphere seed bank located in the subterranean formation, and maintaining the - 8 043037 пературы от температуры выше температуры in situ до температуры ниже верхнего предела для жизни микроорганизмов;- 8 043037 temperatures from a temperature above the in situ temperature to a temperature below the upper limit for the life of microorganisms; (c) закачивания по меньшей мере одного питательного вещества в подземный пласт по меньшей мере через одну нагнетательную скважину, (d) стимулирования активности по меньшей мере одного присутствующего in situ латентного выделяющего газ микроорганизма глубокого биосферного банка засеянных микроорганизмов, расположенного в подземном пласте, для выработки газового давления, и (e) добычи нефти через эксплуатационную скважину.(c) injecting at least one nutrient into the subterranean formation through at least one injection well, (d) stimulating the activity of at least one in situ latent outgassing microorganism of the deep biosphere seed bank located in the subterranean formation to produce gas pressure; and (e) oil production through a production well. 2. Способ по п.1, в котором источником тепла является передаваемое теплопроводностью тепло, представляющее собой побочный продукт от добычи нефти путем гравитационного дренажа с применением пара.2. The method of claim 1, wherein the heat source is conduction heat, which is a by-product of oil extraction by steam gravity drainage. 3. Способ по п.1, в котором источником тепла является теплая вода.3. The method according to claim 1, wherein the heat source is warm water. 4. Способ по п.1, в котором стадии (b) и (с) в способе выполняют либо поочередно, либо одновременно.4. The method of claim 1, wherein steps (b) and (c) in the method are performed either alternately or simultaneously. 5. Способ по п.1, дополнительно включающий закачивание в подземный пласт по меньшей мере одного выделяющего газ микроорганизма по меньшей мере через одну нагнетательную скважину.5. The method of claim 1, further comprising injecting into the subterranean formation at least one outgassing microorganism through at least one injection well. 6. Способ по п.1, в котором по меньшей мере один присутствующий in situ латентный выделяющий газ микроорганизм из глубокого биосферного банка засеянных микроорганизмов является бактерией.6. The method of claim 1, wherein at least one in situ present latent outgassing microorganism from the deep seeded biosphere biosphere bank is a bacterium. 7. Способ по п.1, в котором нефть представляет собой один вид нефти из тяжелой нефти, битума, труднодоступной нефти и традиционной нефти.7. The method of claim 1, wherein the oil is one of heavy oil, bitumen, difficult oil, and conventional oil. 8. Способ по п.1, в котором по меньшей мере одна нагнетательная скважина также является эксплуатационной скважиной.8. The method of claim 1, wherein the at least one injection well is also a production well. 9. Способ по п.1, в котором присутствующий in situ латентный выделяющий газ микроорганизм представляет собой образующие эндоспоры термофильные бактерии.9. The method of claim 1, wherein the latent gassing microorganism present in situ is endospore forming thermophilic bacteria.
EA201890544 2015-09-22 2016-09-22 GRAVITY DRAINAGE USING STEAM UNDER MICROBIOLOGICAL INFLUENCE EA043037B1 (en)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US62/221,936 2015-09-22

Publications (1)

Publication Number Publication Date
EA043037B1 true EA043037B1 (en) 2023-04-19

Family

ID=

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11578575B2 (en) Microbially enhanced thermal oil recovery
Shibulal et al. Microbial enhanced heavy oil recovery by the aid of inhabitant spore‐forming bacteria: An insight review
Su et al. A huff-and-puff production of gas hydrate deposits in Shenhu area of South China Sea through a vertical well
CA2568574C (en) Process for stimulating production of methane from petroleum in subterranean formations
US20070298479A1 (en) Process For Stimulating Production Of Hydrogen From Petroleum In Subterranean Formations
Hamilton et al. Conceptual exploration targeting for microbially enhanced coal bed methane (MECoM) in the Walloon Subgroup, eastern Surat Basin, Australia
WO2008041990A1 (en) Methods and systems for stimulating biogenic production of natural gas in a subterranean formation
Tanner et al. Microbially enhanced oil recovery from carbonate reservoirs
Chakraborty et al. Influence of crucial reservoir properties and microbial kinetic parameters on enhanced oil recovery by microbial flooding under nonisothermal conditions: mathematical modelling and numerical simulation
EA043037B1 (en) GRAVITY DRAINAGE USING STEAM UNDER MICROBIOLOGICAL INFLUENCE
BR112020019016B1 (en) METHOD FOR RECOVERING OIL IN AN UNDERGROUND OF AN OIL RESERVOIR
Osunde et al. Micro-organisms in enhanced oil recovery
Devi et al. Development of biochemically enhanced oil recovery technology for oil fields–a review
Babatunde Modeling of oil reservoirs with focus on microbial induced effects
Smith Microbial methane from carbon dioxide in coal beds
Cokar Biogenic Methane Generation in Shallow Shale Gas Systems
Brown Geomicrobiology
Schamel Chapter Four: Potential Shale Gas Resources of Utah
Huc et al. New Perspectives for Fossil Fuels: Hydrocarbons in “Unconventional” Settings
Batwara Modelling Biogenic Coal Gas Processes
Devi et al. Development Of Biochemically Enhanced Oil Recovery Technology For Oil Fields