NO20120722A1 - Flertrinns losemiddelekstraksjonsprosess for tungoljereservoarer - Google Patents

Description

Flertrinns løsningsmiddelsekstraheringsprosess for tungoljereservoarer Oppfinnelsens fagfelt

Den foreliggende oppfinnelsen vedrører fagfeltet for hydrokarbonekstrahering og mer spesifikt ekstrahering av tungolje fra underjordsformasjoner. Den foreliggende oppfinnelsen vedrører særlig en flertrinns tungoljeekstraheringsteknikk som brukes for eksempel etter at primærekstraheringen ikke er effektiv lengre. Den foreliggende oppfinnelsen vedrører spesifikt en løsningsmiddelbasert flertinns forbedret ekstraheringsprosess for tungolje.

Oppfinnelsens bakgrunn

Tungolje er et løst definert utrykk, men tungolje forstås generelt som å omfatte litt nedbrutte og viskøse oljer som kan omfatte noe bitumen. Tungoljer har vanligvis dårlig mobilitet ved reservoarforhold slik at de vanskelige å produsere og har svært dårlige utvinningsfaktorer. Tungolje er generelt mer viskøs enn lett eller konvensjonell olje, men ikke så viskøs som bitumen som kan finnes i oljesand. Tungolje er generelt forstått som å omfatte et nivå av API gravitasjon på mellom om lag 10 og 22 med en viskositet på mellom 100 og 10.000 centipoise. I denne beskrivelsen vil utrykket tungolje bety olje som kommer under denne definisjonen.

Tungolje eksisterer in situ i store mengder, men er vanskelig å utvinne. Et nylig

(2003) estimat av utvinningen fremlagt av US Geological Survey ved bruk av en estimert utvinningsfaktor på 19 % bringer den teoretisk utvinnbare tungoljen i bare Nord Amerika til 35,3 billioner fat. Dette USGS estimatet antyder at den totale innenlandske nordamerikanske tungolje resursen er på om lag 200 billioner fat og at mer enn 80 % av denne innenlands tungoljen ikke kan utvinnes ved bruk av den beste ekstraheringsprosessteknologien som nå er tilgjengelig. USGS rapporten antyder også at hele verdens tungoljeresurser er på 13,3 trillioner BBLS og at 87 % av denne resursen ikke kan utvinnes eller er strandet (engelsk: "stranded") med den nåværende teknologien. De kommersielle mulighetene for forbedret ekstraheringsteknologi er derfor betraktelige. Mer spesifikt kan en forbedring i ekstraherings-teknologien som hever utvinningsraten på tungolje fra det nåværende nivået på 13 % til bare 25 % bidra med et tilegg på 400 billioner bbls utvinnbar olje på verdens-basis. De bitumenholdige oljesandene i Canada har fått mye oppmerksomhet pga. deres utrolig store hydrokarboner. Men det ville bare kreve en ørliten endring i den gjennomsnittlige utvinningsfaktoren for verdens tungolje fra 13 % til 18 % olje på stedet for å tilveiebringe en mengde olje tilsvarende det som ansees som utvinnbart fra de Canadiske oljesandene. Med bekymringer rundt peak oil og et begrenset omfang for oppdagelse av nye reservoarer blir evnen til å utvinne strandet tungolje økende viktig. Videre blir også evnen til å utvinne mer olje ved bruk av energieffektiv ekstraheringsteknologi også svært ønskelig. Løsningsmidler har lenge blitt sett på som å ha et teoretisk potensial for å mobilisere og utvinne den strandete tungoljen Løsningsmiddel kan potensielt ikke kreve bruk av høye temperaturer og påfølgende problemer med høyt energibruk og drivhusgassemisjoner som plager mellom annet dampdreven bitumenkstraheringsprosesser.

Det forstås nå, av de med ferdigheter på fagfeltet, basert på de beste tigjengelige datasimuleringsmodellene, at løsningsmiddel diffunderer raskt og dypt inn i in situ tungolje. Dette er bevist i de publiserte resultatene fra datasimuleringer ( Tadahiro et al, Mai 2005 JCPT side 41, figur 18) som viser propan løsningsmiddel som penetrerer 8 meter (25 fot) over kanten på et dampkammers inn i en 5200 cp tungolje. På lignende vis kommenterer Das (2005 SPE dokument 97924 Figur 12) at det er realistisk å forvente at propan løsningsmiddel vil penetrere 5 meter utenfor over kanten på kammerset i et Athabasca reservoar.

Men laboratoriumsstudier utført av oppfinneren (Nenniger CIPC dokument 2008-139,

Figurer 1 og 2) har vist at løsningsmiddelekstraheringsmekanismen for tungolje og oljesander er svært forskjellige fra det som blir antydet av datasimuleringene. Særlig er det blitt observert at i stedet for å lett diffundere dypt inn i et oljeholdig område, danner oljen et veldefinert grensesnitt med ikke utblandet olje ved hva man kan kalle en anrikingssjokkfront. Anrikingssjokkfronten oppstår fordi løsningsmiddelet har store problemer med å diffundere eller trenge inn i olje med høy viskositet som tungolje eller bitumen. I et sandpakkingseksperiment observerte oppfinneren asfalten-avsetning innenfor en porelengde til råbitumen, noe som betyr at anrikingsgradienten er usedvanlig bratt over en svært liten lengdeskala.

Den typiske lengdeskalaen for oppløsningsprosessen for løsningsmiddel inn i tungolje observert er den samme som for individuelle porer, som er om lag 100 mikron lange i 5 Darch sand. Det virker rimelig å gå ut ifra at to blandbare hydrokarbon-fluider så som olje og løsningsmiddel burde blandes raskt og forholdsvis lett som vist i simuleringene til Tadahiro og Das. Derved var de eksperimentelle observasjonene av et anrikingssjokk overraskende og uventet. Mer spesifikt indikerer observasjonen av en anrikingssjokkfront at den konvensjonelle visdommen i henhold til rask utblanding av tungolje og bitumen via løsningsmiddeldiffundering ikke er korrekt.

Mange forsøk er blitt gjort i kjent teknikk for å utvikle løsningsmiddelbaserte ekstraheringsprosesser. US patent 5,720,350 viser for eksempel en fremgangsmåte for utvinning av olje som er tilbakelatt i et konvensjonelt oljereservoar etter at den opprinnelige konvensjonelle oljen er blitt utvunnet. Denne prosessen bruker tyngde-krafttømming fra en formasjon hvori et løsningsmiddel som kan blandes med olje har en tetthet som er litt større enn en gass i en gasskappe innsprøytet ovenfor væske-nivået i formasjonen. Etter løsningsmiddelinnsprøytingen begynner oljeproduksjonen fra et lavere nivå av formasjonene. Ideene bak dette synes å være at løsnings-middelet feier den gjenværende oljen til produksjonsbrønnene. Men konvensjonelle utvinninger er generelt sett svært gode, noe som betyr at 30 til 60 % eller mer av oljen på plass kan utvinnes, og derved kan svært store og potensielt uøkonomiske volum av løsningsmiddel kreves for å utvinne en signifikant andel av den gjenværende oljen.

US Patent 5,273,111 fremlegger en lateralt og vertikalt forskjøvet horisontalbrønns hydrokarbonutvinningsfremgangsmåte, hvori en kontinuerlig prosess brukes som kombinerer tyngdekrafttømming og gassdrift eller feiing (det vil si trykkdrivkraft) for å produsere oljen fra en spesifikk sammenstilling av vertikale og horisontale brønner. Brønn sammenstillingen sies å bli optimalisert for å redusere konisering og løsningsmiddelgjennombrudd mellom brønnene, men brukav gassdrift eller feiing resulterer i en foretrukket utvinning gjennom delene av reservoaret med høyere permeabilitet. Selv om koniseringen og løsningsmiddelgjennombrud reduseres vil det allikevel være betydelig, det vil si at driftsprosessen sannsynligvis vil gå forbi mye av den strandede oljen.

US Patent 5,065,821 fremlegger en prosess for gassfloding av et nytt reservoar med horisontale og vertikale brønner som omfatter injeksjon av gass gjennom en første vertikal brønn samtidig med utførelse av en syklisk injeksjon, bløtlegging og produksjon av gass gjennom en horisontal brønn, for å omsider etablere en sammenkobling til den vertikale brønnen, hvoretter den vertikale brønnen blir til injeksjonsbrønnen. Igjen viser denne prosessen at kontinuerlig løsningsmiddel-gass injeksjon (det vil si trykkdrivkraft) gjennom reservoaret etter at koblingen er etablert mellom brønnene. I løpet av de innledende trinnene inn i det nye reservoaret vil det være svært vanskelig å få løsningsmiddelet til å diffundere in i og utblandede oljen, noe som gjør denne prosessen treig og upraktisk.

Canadiske patentsøknad 2494391 til Nexen fremlegger en annen løsningsmiddel-basert ekstraksjonsteknikk av den typen som kan karakteriseres som en løsnings-middelfeiing eller drift med et mønster av horisontale og vertikale brønner. Igjen er imidlertid ethvert forsøk på å dytte oljen med en løsningsmiddeldrevet prosess forventes å lede til rask konisering,, kortslutning, forbi passering og bare marginal utvinning.

Selv med disse og mange andre forsøk innen kjent teknikk på perfeksjonere en løsningsmiddelbasert ekstraksjonsprosess for tungolje, forblir resultatene utilfreds-stillende. Det er helt klart et behov for en annerledes og bedre forståelse for hvordan man kan effektivt bruke løsningsmiddel for å forbedre tungoljeutvinning, på et vis som reduserer forbi passering av strandet tungolje. Det man ønsker er en løsnings-middelekstraksjonsprosess som skjønner denne forståelsen av hvor sakte løsnings-middelet penetrerer inn i den in situ tungoljen og er rettet direkte mot dette problemet.

Sammendrag av oppfinnelsen

Den første penetreringen av løsningsmiddel inn i olje forstår man nå at er svært treg. På den andre siden, så fort som en liten mengde løsningsmiddel, kanskje bare en eller to prosent, har diffundert inn i oljen som holdes i en særskilt pore, i en produksjonssone, er den etterfølgende utblandingen av den delvis utblandede oljen svært rask. Dette resulterer i en klar løsningsmiddel/utblandet olje til tungolje interfase, som spres sakte over produksjonssonen i et reservoar, på en pore til porebasis. Den foreliggende oppfinnelsen fremlegger en fremgangsmåte og en prosess som forstår denne seine løsningsmiddelfrontspredningen, og deretter har som objekt å tillate en effektiv og forutsigbar mobilisering og utvinning av store volumer med strandet in situ tungolje.

Den foreliggende oppfinnelsen gjenkjenner hvor vanskelig det er å oppnå jevn spredningsfordeling av løsningsmiddelet innenfor produksjonssonen til tungoljereservoaret og tilveiebringer visse prosesstrinn for å behjelpe løsningsmiddel- utblanding og homogenitet. Tilstedeværelsen av den grunne penetrerings- og bratte konsentrasjonsgradientene ved sjokkfronten betyr at hastigheten på løsningsmiddel utblandingen inn i den strandede oljen på en reservoarbred basis er begrenset av to nøkkelvariabler, det vil si mengden strandet olje interfaseområde tilgjengelig for løsningsmiddelet og mengden tid løsningsmiddelet eksponeres for interfaseområdet til den strandede oljen. Graden på løsningsmiddelutblanding inn i tungoljen bestemmer endringen i viskositet til løsningsmiddeloljeblandingen, som så er direkte relatert til mobiliteten til tungoljeblandingen i reservoaret og evnen til å utvinne den samme gjennom tyngdekrafttømming fra en produksjonsbrønn.

I samsvar med den foreliggende oppfinnelsen vil en prosess som maksimerer muligheten for utblanding av tungoljen med løsningsmiddelet maksimere muligheten for utvinning av den strandede tungoljen.

Den foreliggende oppfinnelsen består derfor av en fremgangsmåte som har flere trinn, inkludert økning av interfaseområdet ved å fjerne løsningsmiddelblokkere fra tomrom som oppstår i reservoarer under primærekstraksjonsprosessen. Opprensing av tomrommene tillater mer løsningsmiddel å plasseres i reservoaret og fører til at mer løsningsmiddel kan komme i kontakt med mer strandet olje og derved mulig-gjøre at ekstraksjonsprosessen fortsette med en mye høyere fart enn det ville ha vært mulig i et nytt reservoar eller til og med et delvis ekstrahert reservoar som har tomrom fylt med løsningsmiddelblokkerende reservoarfluider og gasser. Videre tilveiebringer oppfinnelsen nok eksponeringstid for løsningsmiddelet og oljen i et modningstrinn til å tillate at løsningsmiddelet sakte med tilstrekkelig penetrerer inn i oljefylte porer og oppnår et akseptabelt nivå homogenitet eller oppløsning på et mikroskalanivå gjennom hele reservoaret. I følge en utførelse av den foreliggende oppfinnelsen er nivået av in situ modning målbart for å tillate bestemmelse av når en skal fortsette til neste trinn av ekstraksjonsprosessen, som er den faktiske produksjonen av olje fra reservoaret, ved hjelp av tyngdekrafttømming.

Det er derfor, i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen, tilveiebrakt i en utførelse en flertrinns in situ ekstraksjonsprosess for tungoljereservoarer, hvor nevnte prosess anvender et løsningsmiddel og omfatter trinn for: a. Å fjerne væsker og gasser fra områder som har kontakt med nevnte tungoljer for å øke interfaseområdet til ikke utvunnet tungolje som kan kontaktes av nevnte løsningsmiddel, b. Å injisere nevnte løsningsmiddel i dampform inn i de nevnte områdene for å

øke reservoartrykket til tilstrekkelig løsningsmiddel er tilstedeværende i væskeform for å kontakte nevnte økte interfaseområde til nevnte tungolje, c. Å innestenge nevnte reservoar i et tilstrekkelig tidsrom for å la nevnte løsningsmiddel diffundere inn i nevnte ikke ekstraherte olje over nevnte interfaseområde i et modningstrinn for å lage en redusert viskositetsblanding av løsningsmiddel i olje, d. Å måle en eller flere reservoarkarakteristikker for å bekrefte omfanget av løsningsmiddelutblandingen som har funnet sted i den ikke ekstraherte oljen i reservoaret, og

e. Å fortsette med tyngdekrafttømmingsbasert produksjon fra nevnte reservoar når nevnte blanding har en viskositet som er lav nok til å tillate at nevnte blanding tømmes gjennom nevnte reservoar til en produksjonsbrønn.

Kort beskrivelse av figurene

Henvisninger vil nå gjøres, og er ment bare som eksempler, til foretrukne utførelser av den foreliggende oppfinnelsen ved å vise til de følgende figurene, hvori: Figur 1 viser en representasjon av måltungoljereservoar med en horisontal brønn anbrakt nær bunnen av produksjonsområdet og en vertikal injeksjonsbrønn. Figur 2 er et diagram av permeabilitet i milli-darcier i forhold til total permeabilitet for et typisk tungoljereservoar. Figur 3 er et diagram av reservoartrykk i forhold til tid for et prøvereservoar i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen. Figur 4 viser et diagram av viskositet i forhold til temperatur for forskjellige løsnings-middel til oljeforhold av løsningsmiddelutblandet tungolje. Figur 5 viser et diagram av damptrykket til et spesifikt løsningsmiddel, etan, som en funksjon av volumfraksjonen av etan oppløst i tungolje, i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen, Figur 6 viser tiden i dager det tar for løsningsmiddelet å tilbakelegge en spesifikk distanse gjennom et tungoljereservoar ved utblanding av tungoljen i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen, Figur 7 viser en beregnet oljeproduksjonshastighet for en 800 meter lang horisontal-brønn med 10 meter resultat som en funksjon av mengden utblanding av løsnings-middelet i olje for et gjennomsnittlig 1 Darcy permeabilitetsreservoar i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen, Figur 8 viser en beregnet oljeproduksjonshastighet for en 800 meter lang horisontal brønn med 10 meter resultat som en funksjon av mengden utblanding av løsnings-middel i olje for et gjennomsnittlig 7 Darcy permeabilitetsreservoar i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen, Figur 9 viser beregnet løsningsmiddel kostnad per kubikkmeter olje utvunnet for det 7 Darcy tungoljereservoaret i figur 7, som en funksjon av volumfraksjonen av løsningsmiddel i oljen (i dette tilfellet etan eller C2), forutsatt løsningsmiddelet blir gjenvunnet omsider i løpet av nedblåsingen i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen. Figur 10 viser reservoartrykket mot tid i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen i det tilfellet hvor det løsningsmiddelet som er produsert i sammen med oljen ikke så gjeninjiseres tilbake i reservoaret, og Figur 11 viser de bergende injeksjons- og produksjonstidene som en funksjon av tid for ekstraktprosessen i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen når anvendt i et reservoar som ar en aktiv akvifer formasjon eller en annen type trykkstøtte, slik at reservoartrykket effektivt holdes tilbake på en konstant verdi.

Detaljert beskrivelse av de foretrukne utførelsene

Den foreliggende oppfinnelsen er mest anvendbar for tungoljereservoarer som har gjennomgått primærekstraksjon og som også utviser god begrensning. I samsvar med den foreliggende oppfinnelsen har primærutvinningen resultert i en oljeutvunnet del i reservoaret som har egnet gass- eller vannfylte tomrom. Et foretrukket reservoar har hatt en primærekstraksjon som har utvunnet mellom om lag 5 % og 25 % av den opprinnelige oljen deri med en mest foretrukket mengde på mellom 8 % og 15 %. Mest foretrukket vil et passende målreservoar ha en betydelig utbyttetykkelse uten utbredte horisontale barrierer slik at når viskositeten i in situ tungoljen er tilstrekkelig redusert kan tyngdekrafttømming finne sted. Selv om et primært ekstrahert reservoar foretrekkes er den foreliggende oppfinnelsen også passende for nye oljereservoarer av typen som har naturlig forekommende tømmbare tomrom som har et volum på mellom 5 % og 25 % av den originale oljen deri. Et eksempel på et slikt reservoar er et med en 20-40 % vannmetting og en 60-80 % oljemetting, men et godt begrenset reservoar i en porøs formasjon.

Figur 1 viser en skisse av et måloljereservoar med en vertikalbrønn 20 og en horisontal produksjonsbrønn 22. Den horisontale brønnen 22 er vanligvis plassert nær bunnen av produksjonsområde 24, og er en produksjonsbrønn hvor gjennom fluider som tømmes gjennom reservoaret ved tyngdekrafttømming kan fjernes. Den typiske produksjonsområdets har lag av forskjellig permeabilitet vist som 28, 30, 32, 34, 36, 38 og 40. Det er mest foretrukket at produksjonsområdet 40 er begrenset av et ikke permeabelt overlagringslag 25 og et ikke permeabelt underlagringslag 26, men som det vil bli satt pris på av fagfolk innen reservoarteknikk, omfatter også den foreliggende oppfinnelsen at menneskeskapte måter for begrensning kan anvendes. Fortrinnsvis har produksjonsområde 24 blitt produsert ved bruk av konvensjonelle primærekstraksjonsteknikker, så som CHOPS (kald tungoljeproduksjon med sand) til den mulige utstrekningen, som har etterlatt signifikante tomroms volumer i det som kan kalles et oljeekstraderingsområde. Selv om produksjonsområde lagene 28 til 40 kan være ganske like er det typisk noen permeabilitetsvariasjoner grunnet for eksempel den opprinnelige deponeringsprosessen. Det er også vanligvis noe variasjon i oljekvaliteten og viskositeten i forhold til posisjonen i reservoaret.

Som en konsekvens av primærutvinningen fra reservoaret vil de høyeste permeabilitetsområdene i produksjonsområdet 24, i dette tilfellet lagene 30 og 38, ha blitt fortrinnsvis utarmet for tungolje, mens de litt mindre permeable områdene 28, 32, 34, 36 og 40 vill for det meste bli forbigått og har derved større andeler av «strandet olje». Dersom reservoaret befant seg på primæruttømming uten noe trykkstøtte, vil de tømte områdene sannsynligvis også ha noe gassmetting når den naturlig forekommende in situ oppløste gassen komme ut av løsningen og fyller porene når oljen fjernes. Betydelig vann eller saltoppløsning er også sannsynligvis tilstede i tomrommene i de ekstraherte oljeområdene i produksjonsområdet, særlig der vannoverfylling er påført. Løsningsmiddel blir injisert som vist av pil 44 i vertikalbrønn 20 og en blandet løsningsmiddel og olje blanding 46 fjernes, for eksempel av en pumpe 48. Figur 2 viser med tegnet linje 49 at et oljereservoar med en viss «gjennomsnittlig» permeabilitet typisk vil omfatte en mengde forskjellige porestørrelser og derfor vil de antageligvis ha en bred utbredelse av permeabilitet som varierer stort fra en pore til den neste så vel som fra ett lag til det neste. Dette betyr at enhver gass eller væske driftsbasert ekstraksjonsprosess (hvor gass- eller væsketrykket er brukt for å prøve å dytte oljen ut av formasjonen) er sårbar for foretrukket bevegelse av feiefluidet, som for eksempel et løsningsmiddel, gjennom de største og høyeste permeabilitets-porene først, og derved forbigå betydelige mengder olje inne i mindre permeable porer. Denne forbigåtte oljen, som ikke er mobil ved kommersielle utvinnings-hastigheter ved reservoarforhold, er den strandede oljen. Denne forbi gåingen er særlig problematisk for løsningsmiddelbaserte prosesser fordi løsningsmiddelet vil ha en tendens til å løse opp olje langs den mest permeable banen og føre til kortslutnings- eller koniseringsproblemet verre. Der er et antall måter å fysisk måle og beregne heterogeniteten til den naturlige permeabiliteten til produksjonsområdet, inkludert boreverktøy og perosimetri målinger. I sammendrag viser figur 2 at en betydelig andel av oljen vil bli strandet i lavere permeabilitetsporer inne i produksjonsområdet. Figur 3 viser trinnrekkefølgen for en ekstraksjonsprosess i samsvar med en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelsen som en rekke endringer i reservoartrykket over tid. Figur 3 viset trinnene for tomromlaging 50, løsningsmiddel-ladning 52, modning 54, oljeproduksjon 56 med samtidig løsningsmiddelresirkulering tilbake inn i formasjonen og løsningsmiddelnedblåsing 58. hvert av disse foretrukne trinnene blir gjennomgått i mer detalj nedenfor. Figur 3 illustrerer en skjematisk tegning av prosessen i følge den foreliggende oppfinnelsen brukt på et reservoar hvor løsningsmiddelet er etanol og reservoartemperaturen begynner på 20 C og stiger til om lag 24 C (se på figur 4) med antatte verdier for reservoarporøsiteten og viskositeten til den strandede tungoljen.

Det første trinnet 50 av tomromlaging foregår som en forbehandling eller klargjøringstrinn. Mobile fluider og gasser, som for å gjøre forståelsen derav lettere henvises ti som løsningsmiddelblokkere, blir pumpet eller produsert fra reservoaret. Mest foretrukket kan disse løsningsmiddelblokkerene ekstraheres gjennom eksisterende brønner som er etterlatt fra primærekstraksjonstrinnet, men i noen tilfeller kan det være en fordel å installere en horisontalbrønn mot bunnen av formasjonen og bruke den for å fjerne løsningsmiddelblokkerene. Man antar at de sterkeste løsningsmiddelblokkerene er vann, saltvannsblanding og metan, som alle sannsynligvis er tilstedeværende etter at primærekstraksjonsprosessen ikke lengre er effektiv. Å lage ekstra tomrom i produksjonsområdet 24 kan videre støttes av å introdusere inn i reservoaret en løsningsmiddeldamp med relativt lavt trykk for å fjerne så mye av løsningsgass og metan som mulig. Det foretrukne løsningsmiddelet er etan, selv om propan også kan være passende for enkelte faktorer inkludert både effektiviteten til løsningsmiddelet ved trykket til reservoaret (som ofte er en funksjon av dybden på reservoaret) og kostnaden på tidspunktet til løsningsmiddelet på det åpne markedet. Det er foretrukket å bruke etan for reservoarer som er anbrakt nedenfor 1000 fot, og propan i reservoarer som er grunnere enn som så. Tomromlaging i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen imøteser en rekke forskyvingstrinn i en organisert struktur for å maksimere gjenvinning av van og metangass fra produksjonsområdet 24 i formasjonen. Som sådan vil den foreliggende oppfinnelsen dra nytte av den eksisterende brønnformasjonen som kan være igjen fra primærekstraksjonen.

Løsningsmiddelrenhet er også et viktig forhold i følge den foreliggende oppfinnelsen. I et miljø med blandede løsningsmiddel, vil de mer lettløselige artene fortrinnsvis bli løst i oljen, og legge igjen de mindre løselige artene ved oljeinterfasen. Over et tidsrom vil derfor de mindre løselige artene bli koppkonsentrerte ved oljeinterfasen, og blokkere passasjen av de mer lettløselige løsningsmiddelstoffene inn i olje, noe som frustrerer prosessen for utblanding av oljen. Derfor er et formål ved den foreliggende oppfinnelsen å erstatte relativt uløselige arter, så som metan, som kan være naturlig tilstedeværende i formasjonen, med høye konsentrasjoner av forholdsvis reint løsningsmiddel så som etan eller propan, for å forhindre at de mindre lettløselige artene fra å bremse eller forhindre utblanding. Også vann mellom oljen og løsningsmiddelet vil fungere som en barriere mot løsningsmiddelet, og er derfor også fortrinnsvis fjernet i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen, fra tomrommene, så langt det er mulig. I sammendrag kan løsningsmiddelblokkeren enten være gass eller en væske ved reservoarforhold, og det er en fordel å fjerne den.

Den foreliggende oppfinnelsen tar høyde for at tomromslagingstrinnet kan utføres med eller uten trykkopprettholdelse, avhengig av reservoarforholdene. I noen tilfeller vil det være nødvendig å bruke trykkopprettholdelse for å minimere innflyt fra en aktiv akvifer formasjon i løpet avtomromslaging og etterfølgende løsningsmiddel-ladningstrinn. I andre tilfeller kan reservoaret bli tilstrekkelig isolert og stabilt nok til å ikke kreve noen slik trykkopprettholdelse. Men den foreliggende oppfinnelsen favner om begge disse typene tomromslaging, avhengig av hvilken som passer best for de spesifikke reservoarforholdene.

Det neste trinnet, trinn 52 i den foreliggende oppfinnelsen, er løsningsmiddelladning. Dette omfatter å fortsette med å introdusere løsningsmiddel, i dampform, inni reservoaret for å forsiktig heve trykket i formasjonen til det er over boblepunkttrykket til løsningsmiddeldampen. Ved å introdusere løsningsmiddelet inn i tomrommene lengst borte, og så øke trykket ovenfor boblepunktet, for å fylle hele tomromsvolumet som ble laget i det første trinnet med flytende løsningsmiddel. Det er en fordel å injisere det meste av løsningsmiddelet som en da må for å tillate at løsningsmiddelet lett kan trenge gjennom tomrommene gjennom hele produksjonsområdet 24 uten å danne væske eller andre barrierer mot videre løsningsmiddelpenetrering. Den foreliggende oppfinnelsen tar hensyn til at ved sluttrinene på injiseringen vil injeksjonstrykket være høyt nok til at det meste av løsningsmiddelet er i en tett flytendeaktig fase. Dette kreves for å tilveiebringe tilstrekkelig volum på løsnings-middelet til å utblande godt nok og derved mobilisere godt nok den strandede oljen. For dette overbelastningstrinnet må injeksjonstrykket overvåkes forsiktig for å unngå risiko for mulig tap av begrensing av reservoaret med påfølgende løsningsmiddeltap.

Der er flere strategier for løsningsmiddelinjeksjon eller ladning i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen, avhengig av reservoartypen. Mest fortrinnsvis vil løsningsmiddelladningen foregå på en måte som tillater at løsningsmiddelet penetrerer tomrommene laget i det første prosesstrinnet. I noen tilfeller gjøres dette best med en eksisterende vertikalbrønn som får tilgang til et svært permeabelt område i reservoaret. Det kan også være en fordel å bruke produksjonspakning og lignende i en vertikalbrønn for å sikre at løsningsmiddelet anbringes på et passende tomromsområde i reservoaret. Om der foreligger betydelig fjerning av blokkings-fluider fra en sump ved bruk av en horisontalbrønn kan også løsningsmiddelet injiseres gjennom horisontalbrønnen. Det som er ønskelig i forhold til den foreliggende oppfinnelsen er å anbringe løsningsmiddelet så nærme som mulig til tomrommene i løpet av det første trinnet i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen, for å forsøke å fylle disse tomrommene mest mulig. Akkurat hvordan dette vil gjøres vil variere med den spesifikke reservoargeologien og karakteristikkene derav, men kan være samtidig gjennom en eller flere vertikalbrønner og horisontalbrønner.

Det neste utvinningstrinnet i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen er et tidsforsinket- eller modningstrinn 54 hvori nok til brukes til at løsningsmiddelet får diffundere sakte inn i oljen i de mindre og mindre tilgjengelige porene, for å utblande oljen deri og redusere dens viskositet slik at den helt utblandede eller homogeniserte kombinasjonen vil være mobil inne i formasjonen. Denne homogeniserings-prosessen er også viktig for å la oljen sive inn i løsningsmiddelfylte porer, selv mens løsningsmiddelet siver inn i de oljefylte porene. En slik homogenisering av løsnings-middelet i oljen vil i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen hjelpe med å hindre løsningsmiddelet fra å forbigå oljen i løpet av produksjonsfasen. I et tilstrekkelig adskilt reservoar, vil modningstrinnet kjennetegnet av et reservoartrykk som minsker over tid når det relativt rene løsningsmiddelet blir utblandet med olje og dets damptrykk reduseres. Dette fallet i reservoartrykk er i samsvar med Henry's lov. Lommer av reint løsningsmiddel vil ha en tendens til å opprettholde et høyt proetrykk, representativt for damptrykket til det reine løsningsmiddelet. Formen på trykksenkningskurven og en vurdering av om trykket har nådd en forventet asymptote tilveiebringer i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen en nyttig diagnostikk for graden av homogenitet i løsningsmiddelet inne i oljen gjennom reservoaret. Særlig er en mangel på trykknedgang fra det opprinnelige ladede løsningsmiddeltrykket et tegn på dårlig løsningsmiddelgjennomtrenging.

Den foreliggende oppfinnelsen imøtekommer forskjellige modningstider for forskjellige reservoarer. En av variablene er diffusjonsavstanden, som i noen tilfeller kan estimeres når reservoarpermeabiliteten og heterogeniteten er kjent. Den foreliggende oppfinnelsen imøtekommer videre å være i stand til å forutsi en optimal mengde tid for modningstrinnet basert på reservoarheterogeniteten og fysisk data om oljen. For eksempel vi oljeutblandingshastigheten variere og lettolje med en høy opprinnelig tomromsandel kan oppnå homogenitet i løpet av kort tid, som for eksempel en dag, mens bitumen med høy viskositet, med lav tomroms- (og løsningsmiddels-) fordeling kan kreve lang tid, kanskje til og med tiår.

Det kan nå forstås hvorfor det er ønskelig å oppnå en akseptabel penetrering eller absorpsjon av løsningsmiddelet i oljen i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen. Der to fluider eksisterer i reservoaret, og en av dem har en betraktelig lavere viskositet enn den andre, vil den mer mobile arten bli produsert med preferanse. Ved å oppnå et akseptabelt nivå med heterogenitet blir det hovedsakelig bare et fluid tilstedeværende, det vil si olje blandet ut med løsningsmiddel, og øke sjansene for at oljen vil bli fullt ut mobilisert, noe som kan sterkt redusere løsnings-middelforbipassering og konisering. Hvert reservoar vil i samsvar med reservoarets spesifikke egenskaper sannsynligvis ha en unik maksimum totalutvinning, grunnet naturlige unormalheter og lignende. Men den foreliggende oppfinnelsen i møte-kommer å tillate modningstrinnet å fortsette til den maksimalt mulige utstrekningen derav, for forholdene som er gitt, så som tomromsvolum, for å oppnå så høy produksjon som mulig av olje på stedet fra produksjonsområdet. Den foreliggende oppfinnelsen omfatter også at mens produksjonen kan påbegynnes fra et område av produksjonsområdet, kan sein løsningsmiddelutblanding av oljen fremdeles finne sted i et annet område, og derved kan det ikke i alle tilfeller være nødvendig å vente til utblandingen er maksimert for hele reservoaret, for å begynne utvinningen, i tilfeller der produksjonen i et område påvirker løsningsmiddelutblanding som foregår i en annen del.

Men dersom modningstrinnet stoppes for raskt, vil man forvente å se en fluid-produksjon som er mest løsningsmiddel som inneholder bare en liten andel olje. Dette resultatet er typisk i mange kjente reservoardriftsprosesser, hvor den lave viskositeten til driftsfluidet (det vil si løsningsmiddelet eller damp eller vann eller gass) forbigår det meste av måloljen. Derved kan store konsentrasjoner av løsnings-middel i det produserte fluidet tilveiebringe et nyttig diagnostisk kriterium for å vurdere om modningstiden har vært tilstrekkelig, i hvert fall i område nær produksjonsbrønnen.

Det neste trinnet i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen er et produksjons-trinn 56. Dersom man går ut i fra at for eksempelet tilstrekkelig løsningsmiddelvolum er blitt injisert for å oppnå en viss volumsandel av løsningsmiddel i oljen, så vil produksjonsfluidene nøye overvåkes for å fastslå om løsningsmiddelandelen overskrider målandelen Dersom den flytende løsningsmiddelvolumandelen i det produserte løsningsmiddelet/oljeblandingen er større enn forventet, så har ikke løsningsmiddelet vert vellykket i å utblande all den strandede oljen som skulle vært tilgjengelig for det og forbigår sannsynligvis betraktelige mengder med olje. Dersom den flytende løsningsmiddelsproduksjonshastigheten er for hør relativt til olje-hastigheten, så kan oljeproduksjonshastigheten begrenses eller reservoaret kan stenges igjen for å tillate modningstrinn 54 mer tid for å fortsette mot en mer fullstendig utblanding.

Som nevnt ovenfor vil oljeproduksjonstrinnet også samprodusere løsningsmiddel oppløst i oljen. I samsvar med den foreliggende oppfinnelsen kan dette løsnings-middelet gjenvinnes tilbake inn i formasjonen, eller løsningsmiddelet kan selges eller sendes til et senere utvinningsprosjekt eller til og med blusses eller brennes som drivstoffgass.

I løpet av produksjonen kan også trykket forbedres i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen ved å resirkulere løsningsmiddel eller tilsette ekstra løsningsmiddel dersom det er ønskelig å opprettholde løsningsmiddelkonsentrasjonen i oljen på et høyt nok nivå til å redusere oljeviskositeten til en særskilt målverdi. Dette gir en mulighet til å øke løsningsmiddel til olje forholdet i forhold til tid som kan være behjelpelig med å opprettholde høye oljeproduksjonshastigheter uten overflødig konisering når reservoaret blir nedtappet for olje. Men ekstra løsningsmiddelinjeksjon kan også øke risikoen for løsningsmiddel avasfaltering og potensialet for formasjons-skade. Det kan være ønskelig å injisere et ikke-løsningsmiddel fluid som for eksempel metan, nitrogen eller lignende for å opprettholde trykket mot slutten av produksjonstrinnet, når tilstrekkelig løsningsmiddel er tilstedeværende ei oljen og løsningsmiddelblokking over interfaseområdet ikke lengre er et problem.

Det siste trinnet i ekstraderingsprosedyren er løsningsmiddelnedblåsing og gjenvinning 58. Dersom det foreligger trykkbegrensningen så som et aktivt akvifer formasjon kan det være ønskelig å feie løsningsmiddelet ut ved bruk av en annen gass så som metan karbondioksid eller nitrogen.

Figur 4 viser en viskositetskurve for en typisk tungolje som en funksjon av løsningsmiddelutblanding og temperatur. Denne kurven tillater viskositetsreduksjon fra påførsel av en særskilt mengde løsningsmiddel til en særskilt tungolje som skal beregnes. Kurven viser også at viskositeten til tent løsningsmiddel kan være 100.000 ganger mindre enn den til den native oljen slik at modningstrinnet 54 som gir løsningsmiddelet nok tid til å utblande oljen er svært viktig for å unngå løsnings-middelforbipassering av oljen. I samsvar med den foreliggende oppfinnelsen kan lignende kurver lages for andre oljeløsningsmiddel kombinasjoner. Endene på pilene 60 og 62 viser til viskositeten av reint ikke oppvarmet løsningsmiddel og tungolje-reservoarfluid og pilspissene viser at den homogene oljeløsningsmiddel blandingen vil ha en viskositet på over ett hundre centipoise. Kurven viser en liten temperatur-forhøyning for dette eksempelet pga. den latente varmen til kondenseringen. Men det kommer klart frem at i dette særskilte tilfellet tilveiebringer temperaturøkningen ikke en betydelig viskositetsreduksjon. Kurven for figur 4 lar også den bergende viskositeten bli vurdert for den homogene løsningsmiddel-olje blandingen ved forskjellige løsningsmiddelvolumfraksjoner. Å for eksempel øke løsningsmiddel-volumet til 20 % ville tillate blandingsviskositeten å senkes med en ytterligere faktor av 10 til om lag 13cP.

Figur 5 viser kurve 64 for det forventede damptrykket til en foretrukket løsnings-middel art etan som en funksjon av volumfraksjonen til etan oppløst i tungoljen. Mettingstrykket for rein etan ved 24C er om lag 4100kPa (absolutt), så dette er injeksjonstrykket som er maksimalt påkrevd for å fylle tomromvolumet med flytende tilsvarende etan. Det totale trykket vil bli noe høyere avhengig av den gjenværende mengden metan gjenværende i tomrommet på slutten av det første trinnet på tomromslagingen. Men med en 10 5 volumsandel av etan i oljen er etandamptrykket bare på om lag 1600kPa (absolutt). Dette betyr at dersom modningstrinnet oppnår en homogen blanding av olje og løsningsmiddel vil deltrykket av etan falle fra 4100kPa (absolutt) til om lag 1600kPa (absolutt). I samsvar med den foreliggende oppfinnelsen vil derved reservoartrykket asymptote ved en verdi som er om lag 2500kPa under injeksjonstrykket. Som vil bli forstått av fagfolk på feltet, formoder dette at reservoaret er begrenset og at der ikke er noen trykkopprettholdelse via en akvifer formasjon eller gasskappe.

Interessant nok, dersom noen gikk ut i fra at løsningsmiddelet penetrerer dypt som vist i de data genererte modellene til Das og Okazawa, kunne de bare tyde en trykknedgang som et tap avl løsemiddel til et tyvområde og derved ville begrense videre løsningsmiddelinjisering og ville begynne å gjenvinne løsningsmiddelet så raskt som mulig. Dette synes å være ideen bak det som fremlegges i patent 2494391 som bruker svært høye trykkgradienter for å injisere og fjerne løsnings-middel fra formasjonen så raskt som mulig.

Figur 6 viser den omtrentlige tiden påkrevd for modningstrinnet 54 som en funksjon av distansen løsningsmiddeltronten må beveges inn i produksjonsområdet 24 for at målreservoarene skal ha in situ hydrokarboner fra bitumen til konvensjonell olje, med kurvene 70 for bitumen, 72 for tungolje og 74 for konvensjonell olje vist. Denne figur 6 viser også fordelen av et opprinnelig tomromslagingtrinn 50 som øker mengden løsningsmiddel som kan trygt injiseres inn i målreservoaret i trinn 52, slik at distansen som løsningsmiddelet må diffundere gjennom er redusert og lengden tid som kreves for modningstrinnet 54 også reduseres. En kan forvente at for eksempel dobling av mengden løsningsmiddel fra 10 % til 20 % kanskje vil dispergere løsningsmiddelet mer effektivt i måloljeutvinningsområdet og halvere modningstiden.

Det konvensjonelle oljereservoaret med produksjonsområdet 24 er antatt å inneholde 10cP olje og ha 100 millidarcy permeabilitet. Tungoljereservoaret er antatt å ha 1 darcy permeabilitet og en oljeviskositet på 10.000cP og bitumeneksemplet er antatt å være 5 darcy permeabilitet og 6 millioner cP bitumen. Tidsrommet for modningstrinnet 54 er satt av farten som en konsentrasjonssjokkfront vil spres med gjennom reservoaret. Utbredelse hastigheten er hentet fra korrelasjonen presentert i oppfinnerens tidligere patentsøknad 2591354. Figur 6 viser også en annen kurve 75 merket som stillestående motstrøms-diffundering, som er en annen måte å estimere løsningsmiddeldiffusjonshastigheten inne i reservoaret. Kurven 75 går ut i fra at løsningsmiddelpenetreringsdistansen står i forhold til kvadratroten til modningstiden for denne estimeringsmodellen. Motstrømsmodellen har en noe raskere penetreringshastighet over korte distanser og mye tregere penetreringshastighet ved lengre distanser for en enkelt tungolje. Selv om det særskilte valget av løsningsmiddelpenetreringshastighetsmodell krever feltkalibrering, kan en konkludere fra begge modellene at løsningsmiddel-penetreringstiden kan bli svært lang (fra år til tiår) for relativt korte propagerings-distanser. Derved kan fordelene ved den foreliggende oppfinnelsen, i å oppnå vidspredt spredning av løsningsmiddelet ved å fjerne løsningsmiddelblokker og å minimalisere distansen løsningsmiddelet må bevege seg for å kontakte strandet tungolje nå fullt settes pris på. Figur 7 viser en kurve 76 til den forventede tyngdekrafttømmings oljeproduksjonshastigheten for den samme brønnen og olje i figur 7, men har en gjennomsnittlig reservoarpermeabilitet på 7 Darcy. Figur 8 viser at for en 10 % volum løsnings-middelladning med gjennomsnittlig reservoarpermeabilitet på 7 Darcy, er den forventede oljeutvinningshastigheten så høy som 100m3/dag. Dett tallet viser at produksjonsområder med større permeabilitet er svært foretrukne for den foreliggende oppfinnelsen fordi de redusere mengden løsningsmiddel som kreves for å oppnå en angitt produksjonshastighet. Det er foretrukket at det meste av løsnings-middelet gjenvinnes og resirkuleres, og i det tilfellet kan løsningsmiddelkostnadene hovedsakelig gjenvinnes. Figur 9 viser med kurve 80 den beregnede løsningsmiddelkostnaden for 7 Darcy tungoljereservoaret i figur 8, når man antar at løsningsmiddelet omsider vil gjenvinnes, enten fra den produserte løsningsmiddel/oljeblandingen, eller i løpet av den endelige nedblåsingen. Figur 9 viser at løsningsmiddelkostnaden per m3 oljeproduksjon reduseres når volumsfraksjonen av løsningsmiddel øker i det produserte løsningsmiddel/oljeblandingen. Dette er et overraskende resultat og viser at den større kostnaden for løsningsmiddellager er mer enn gjort opp for av redusert (raskere) utvinningstid (basert på tidsverdien av penger) for å produsere den strandete oljen. Derved viser det at en prosess som har som mål å være frugal med mengden løsningsmiddel som anvendes, slik mye av kjent teknikk er, ikke er kostnadseffektiv for å maksimere verdien. Figur 9 støtter videre fordelen med et begynnende tomromslagingstrinn i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen, og det tillater at volumet av løsningsmiddel leveres i tett nærhet til den strandede oljen som skal maksimeres. Figur 10 viser en kurve 82 for reservoartrykk mot tid i det tilfellet hvor løsnings-middelet som samproduseres med oljen ikke gjeninjiseres etterpå tilbake inn i reservoarformasjonen. Som vist av gradienten til kurven faller reservoartrykket litt over tid i løpet av produksjonsfasen. Man vil forstå at dette fallet ikke skyldes videre utblanding av løsningsmiddelet inn i olje, men i stedet skyldes fjerning av det produserte fluidvolumet fra produksjonsområdet i et brønnbegrenset reservoar slik den foreliggende oppfinnelsen viser. Figur 11 viser ved kurve 84 at de akkumulerte løsningsmiddelinjeksjon- og produksjonsvolumene som en funksjon av tid for den foreliggende oppfinnelsen når påført et reservoar som har en aktiv akvifer formasjon eller en annen type trykk-støtte. Denne typen reservoar er mindre ønskelig siden kvaliteten på løsningsmiddel-oppløsningen inn i olje og den passende modningstiden ikke kan blir anslått fra fjernstyrtobservasjon av reservoartrykket fordi reservoartrykket effektivt begrenses til en konstant verdi. Man vil forstå at den foreliggende ekstraderingsprosessen i følge oppfinnelsen fremdeles kan anvendes til denne typen reservoar, men at bedømmelsen av en passende modningstid vil være mer usikker, kan være mer avhengig av evaluering av løsningsmiddel til olje forholdet til de produserte fluidene, og vil dra fordel av en detaljert evaluering av reservoarheterogeniteten.

Fordelene med den forleige4nde oppfinnelsen kan nå forstås bedre. Selv om volumet av løsemiddel som introduseres inni reservoaret maksimeres i forbehandlingstrinnet i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen, er løsnings-middelkonsentrasjonen i det produserte fluidet svært liten, fordi primær- og sekundærgjenvinningen ofte er på 10 5 til 20 5 nivået av den opprinnelige oljen på stedet. Derved er mengden og verdien på løsningsmiddelet som er samprodusert med oljen svært redusert i følge de kjente prosessene så som 2,299,790. Den foreliggende oppfinnelsen omfatter at det kan være kostnadseffektivt å helt ignorere løsningsmiddelgjenvinning i noen tilfeller for å minimere feltfabrikk kapitalkostnader. En annen fordel ved den foreliggende oppfinnelsen er liten eller ingen asfalten avsetting forventet pga. det relativt høye løsningsmiddel til olje forholdet. På den andre siden er ingen oppgradering av råoljen forventet. I tillegg er den foreliggende oppfinnelsen ikke en kontinuerlig prosess, siden den fulle løsningsmiddelladningen kreves nesten fra starten av _ i løpet av modningstrinnet vil ingen betydelige driftskostnader påløpe.

I tillegg er det mulig å bruke en mengde forskjellige løsningsmiddel. Figur 6 viser at en modningstid på en måned kan tillate et foretrukket løsningsmiddel å propagere 5 meter i et konvensjonelt oljereservoar. Men det forventes at 6 eller flere år vil kunne kreves for ikke oppvarmet løsningsmiddel å diffundere 5 meter inni de forskjellige bitumenene til oljesandene. Andre kommersielle fordeler inkluderer potensialet for å få land med brønner og produksjonsfasiliteter for en lav kostnad dersom delvis tømte tungoljereservoarer ser ut til å være uøkonomiske i drift.

Andre tilleggstrinn inkluderer blant annet det følgende: Rensings/dekontaminasjonstrinn for å skape tomromsvolumet og kvitte seg med uønsket forurensing så som vann og metan;

Bruk av løsningsmiddeldetektorer for å overvåke løsningsmiddelgjennombrudd i dekontaminasjonstrinnet;

Et trykkpåføringstrinn for å oppnå boblepunktforhold, slik at tomrommene kan lades med mest mulig løsningsmiddelladning;

Et modningstrinn med overvåking av reservoartrykksenkning for å overvåke fremgangen av blandingen; og

Overvåkning av løsningsmiddel/olje forholdet for å oppdage og hanskes med løsningsmiddel koning og forbi passering.

Fordelen ved den foreliggende oppfinnelsen ved å bruke tyngdekrafttømming er at det kan føre til 60% eller mer utvinning av den opprinnelig tilstedeværende oljen. Dersom det primære bare utvinner 10 % av den opprinnelige oljen på stedet så kan etterfølgende løsningsmiddelbasert tyngdekrafttømming tillate 5 eller flere ganger mer samlet oljeproduksjon enn det som ble oppnådd med de primære og sekundære produksjonssyklusene.

Eksempel: Ta for eksempel en Loydminster tungolje med en nativ reservoar-viskositet på 10.000cP og en reservoarpermeabilitet på 7 Darcy og en produksjons-tykkelse på 10m. Utvinning etter primær CHOPS og etterfølgende vannover-strømming er 270kbbls som er 15 % av den opprinnelige oljen på stedet. I det første trinnet av den foreliggende oppfinnelsen blir reservoartrykket senket til 500 kPa når løsningsmiddelblokkere bestående av saltvannsblanding og metan fjernes. Løsningsmiddeldamp blir så injisert for å bidra med å erstatte mobilt vann og metan fra reservoaret og å tillate at løsningsmiddeldamp spres ut gjennom de tilgjengelige reservoartomrommene.

Tømmingstrinnet lager et tomromsvolum på 15 % av poreområdet, som kan så fylles med løsningsmiddelet. Tilstrekkelig etan løsningsmiddel injiseres for å fylle dette 15% tomromsvolumet med flytende ekvivalent løsningsmiddel (et vil si 270kbbl flytende ekvivalente fat med etan). Når an går ut i fra at tomrommet som ble laget i løpet av primærekstraderingen ble laget hovedsakelig i bunnen av produksjonsområdet, må løsningsmiddelet diffundere om lag 10 meter for å homogeniseres over den fulle høyden på reservoaret. Den krevede modningstiden estimeres til om lag et år. Etter løsningsmiddelinjeksjon blir reservoartrykket målt til en senkning fra 4600 kPa til 3000 kPa måles.

Reservoaret blir så satt i produksjon via horisontalbrønnen og startoljehastigheten beregnes til å være 250m3/dag (1500bopd) eller mer. Produksjonsfluidene blir forsiktig overvåker for å forsikre at løsningsmiddelet ikke kortslutter. Forutsatt en jevn løsningsmiddelutblanding av standardtungoljen blir om lag 820.000 ekstra fat tungolje beregnet til å være tilgjengelige for produksjon over de neste 3 årene. Mot slutten av produksjonssyklusen vil oljeproduksjonshastigheten gå ned og nedblåsingssyklusen igangsettes for å gjenvinne så mye som mulig av det gjenværende løsningsmiddelet. På slutten av produksjonssyklusen er det beregnet at hvert fat av løsningsmiddel som ble injisert tillot gjenvinning av 3 ekstra fat olje. Med den nåværende prisene for etan er løsningsmiddelkostnadene på 13 dollar/bbl og oljen kan selges for 60 dollar per fat. Derved er løsningsmiddelkostnaden, uten å ta hensyn til gjenvinning i det hele tatt, om lag 4 dollar per bbl olje eller -6% av oljens verdi.

Fagmenn vil forstå at selv om oppfinnelsen er blitt beskrevet ovenfor med hensyn til visse foretrukne utførelser er forskjellige endringer og variasjoner tiltenkt innenfor det brede omfanget av de medfølgende kravene. Ett av disse er blitt diskutert ovenfor, mens andre vil være synlige for fagfolk. For eksempel, selv om løsningsmiddelet kan injiseres ved start gjennom en vertikalbrønn, kan det også injiseres gjennom en horisontalbrønn eller begge to, til og med samtidig i løpet av ladningstrinnet. Den foreliggende oppfinnelsen er tiltenkt å bare begrenses av omfanget av de medfølgende kravene.

Claims (19)

1. Flertrinns in situ ekstraksjonsprosess for tungoljereservoarer,karakterisert vedat prosessen anvender et løsningsmiddel og omfatter trinn for å: a. fjerne væsker og gasser fra områder som har kontakt med nevnte tungoljer for å øke interfaseområdet til ikke-ekstrahert tungolje som kan kontaktes av nevnte løsningsmiddel, b. injisere nevnte løsningsmiddel i dampform inn i de nevnte områdene for å øke reservoartrykket til tilstrekkelig løsningsmiddel er tilstedeværende i væskeform for å kontakte nevnte økte interfaseområde til nevnte tungolje, c. innestenge nevnte reservoar i et tilstrekkelig tidsrom for å la nevnte løsnings-middel diffundere inn i nevnte ikke-ekstraherte olje over nevnte interfaseområde i et modningstrinn for å tilveiebringe en blanding av løsningsmiddel og olje med redusert viskositet, d. måle en eller flere reservoarkarakteristikker for å bekrefte omfanget av løsningsmiddelutblandingen som har funnet sted i den ikke-ekstraherte oljen i reservoaret, og e. fortsette med tyngdekrafttømmingsbasert produksjon fra nevnte reservoar når nevnte blanding har en viskositet som er lav nok til å tillate at nevnte blanding tømmes gjennom nevnte reservoar via en produksjonsbrønn.

2. Flertrinns in situ ekstraksjonsprosess i samsvar med krav 1,karakterisert vedat løsningsmiddelinjeksjonstrinnet forskyver løsnings-middelblokkervæsker og -gasser fra nevnte ekstraksjonsområde.

3. Flertrinns in situ ekstraksjonsprosess i samsvar med krav 1,karakterisert vedat nevnte innestenging i trinn omfatter et trykk-overvåkingstrinn for å overvåke graden av oppløsing av nevnte løsningsmiddel inni nevnte olje.

4. Flertrinns in situ ekstraksjonsprosess i samsvar med krav 1,karakterisert vedat nevnte trinn for fortsettelse av tyngdekrafttømmings-basert produksjon omfatter produksjon av løsningsmiddel- og oljeblandingen fra en horisontalproduksjonsbrønn.

5. Flertrinns in situ ekstraksjonsprosess i samsvar med krav 1,karakterisert vedat nevnte løsningsmiddel er propan eller etan.

6. Flertrinns in situ ekstraksjonsprosess i samsvar med krav 1,karakterisert vedat nevnte løsningsmiddel er hovedsakelig rent for å forhindre løsningsmiddelblokkere fra å slå ned farten på utblandingen av løsnings-middelet inn i oljen.

7. Flertrinns in situ ekstraksjonsprosess i samsvar med krav 1,karakterisert vedsom omfatter et trinn for gjenvinning av nevnte løsningsmiddel fra nevnte produserte blanding.

8. Flertrinns in situ ekstraksjonsprosess i samsvar med krav 1,karakterisert vedat trykkopprettholdelse utføres på reservoaret i løpet av ekstraksjonsprosessen.

9. Flertrinns in situ ekstraksjonsprosess i samsvar med krav 1,karakterisert vedat trykkopprettholdelse ikke utføres på reservoaret i løpet av ekstraksjonsprosessen.

10. Flertrinns in situ ekstraksjonsprosess i samsvar med krav 1,karakterisert vedat den omfatter et trinn for å måle løsningsmiddel-innholdet av en produsert blanding og kontrollerer produksjonshastigheten basert på nevnte målte løsningsmiddelinnhold.

11. Flertrinns in situ ekstraksjonsprosess i samsvar med krav 1,karakterisert vedat den omfatter et trinn for injeksjon av trykkopprett-holdende gass inn I reservoaret etter at en tilstrekkelig løsningsmiddelutblanding av tungoljen in situ har funnet sted.

12. Flertrinns in situ ekstraksjonsprosess i samsvar med krav 1,karakterisert vedat nevnte trinn for fjerning av mobile fluider omfatter fjerning av væsker og gasser som allerede er tilstedeværende I reservoaret.

13. Flertrinns in situ ekstraksjonsprosess i samsvar med krav 12,karakterisert vedat mobile fluider fjernes gjennom eksisterende brønner som befinner seg I reservoaret.

14. Flertrinns in situ ekstraksjonsprosess i samsvar med krav 12,karakterisert vedat nevnte mobile fluider fjernes ved pumping.

15. Flertrinns in situ ekstraksjonsprosess i samsvar med krav 1,karakterisert vedat nevnte ekstraksjonsprosess omfatter et avsluttende trinn for å nedblåse reservoaret for å gjenvinne ethvert resterende løsningsmiddel.

16. Flertrinns in situ ekstraksjonsprosess i samsvar med krav 1,karakterisert vedat nevnte trinn for å injisere løsningsmiddel som en damp gradvis setter nevnte reservoar under trykk med løsningsmiddel for å oppnå en stor grad av væskeform løsningsmiddel ladning av nevnte reservoar.

17. Flertrinns in situ ekstraksjonsprosess i samsvar med krav 1,karakterisert vedat nevnte syklus gjentas for å ekstrahere mer olje fra nevnte reservoar.

18. Flertrinns in situ ekstraksjonsprosess i samsvar med krav 1,karakterisert vedat den videre omfatter et trinn for å beregne en forventet løsningsmiddelpenetreringshastighet, som sammenligner løsningsmiddel-penetreringshastigheten til en målt trykknedgang og igangsetter produksjon når løsningsmiddelet er beregnet til å ha hatt en fremdrift på en forhåndsbestemt mengde inne i reservoaret.

19. Flertrinns in situ ekstraksjonsprosess for tungoljereservoarer,karakterisert vedat prosessen anvender et løsningsmiddel og omfatter trinn for å: a. dekontaminere reservoaret ved å fjerne blokkere fra reservoaret for å lage tomrom, b. injisere nevnte løsningsmiddel i dampform inn i de nevnte tomrommene for å øke reservoartrykket til tilstrekkelig løsningsmiddel er tilstedeværende i væskeform for å fylle nevnte tomrom, c. innestenge nevnte reservoar i et tidsrom for å la nevnte løsningsmiddel diffundere inn i ikke-ekstrahert olje ved siden av nevnte tomrom i et modningstrinn for å tilveiebringe en blanding av løsningsmiddel og olje med redusert viskositet, d. måle en eller flere reservoarkarakteristikker i løpet av nevnte modningstrinn for å estimere omfanget av løsningsmiddelutblandingen som har funnet sted i den ikke-ekstraherte oljen i reservoaret, og e. fortsette med tyngdekrafttømmingsbasert produksjon fra nevnte reservoar når nevnte blanding har en viskositet som er lav nok til å tillate at nevnte blanding tømmes gjennom nevnte reservoar via en produksjonsbrønn.