NO750736L - - Google Patents

Description

Fremgangsmåte for innvinning av petroleum ved hjelp av en bæregass inneholdende fordampet oppløsningsmiddel.

Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for innvinning av viskøs petroleum innbefattende tjære fra viskøse petroleumsholdige formasjoner såsom tjæresandavsetninger, mer spesielt angår oppfinnelsen en fremgangsmåte hvor man anvender en bæregass samt et. fordampet oppløsningsmiddel som kan brukes i forskjellige viskøse petroleumsholdige formasjoner, såsom tjæresandavsetninger.

Det er mange underjordiske petroleumsholdige formasjoner i forskjellige deler av verden fra hvilke petroleum' ikke kan innvinnes på vanlig måte, fordi petroleumen er, for viskøs til at den kan pumpes eller på annen måte transporte-res. De mest ekstreme eksempler^på viskøse petroleumsholdige formasjoner er de såkalte tjæresand- eller bituminøse sand-avsetninger. ' Den største og mest kjente formasjon av dette slag er den såkalte Athabasca tjæresandavsetning i den nord-østre del av Alberta-provinsen i Canada, som inneholder over 700 milliarder fat petroleum. Andre store avsetninger eksisterer i de vestlige deler av U.S.A. og i Venezuela, samt at det er mindre avsetninger i Europa og Asia.

Tjæresand er definert som sand mettet med høyviskøse urene petroleumsmaterialer som ikke lar seg innvinne i sin naturlige tilstand ved hjelp av vanlige produksjonsmetoder. Petroleumsbestanddelen i tjæresanden er høybituminøs av karakter og meget viskøs. Den sand som er tilstede i tjære-sandsavsetningene er vanligvis fin kvartssand dekket med et vannlag, og hvor det bituminøse petroleumsmateriale opptar mesteparten av tomrommet omkring de vannfuktede sandkornene. Resten av. hulrommet er fylt med vann, foruten at noen avsetninger inneholder mindre gassmengder såsom luft eller metan. Sandkornene er pakket slik at det blir en tomvolum-% på ca. 35 %, dette tilsvarer ca. 83 vekt-% sand. Resten av materialet er tjære og vann, og summen av disse to bestand-deler er relativt konstant ca. 17 vekt-$, og tjære eller bitumendelen av dette varierer fra 2 - ca. 16 %. En av karakterene ved tjæresandsavsetninger som skiller dem betydelig fra vanlige petroleumsholdige formasjoner, er fraværet av en fast matrise av. forskjellige bergarter inne i formasjonen. Sandkornene er vanligvis i kontakt men er vanligvis usemen-tert, og tjæren opptar mesteparten av tomrommet. API-tett-heten av tjæren varierer fra 6 - 8, og den spesifike tetthet ved l6°C er fra 1,006 til ca. 1,027, mens viskositeten er av størrelsesordenen på millioner av centipoise ved formasjonstemperaturen.

De fremgangsmåter som brukes for innvinning av bituminøs petroleum fra tjæresandsavsetninger er det man vanligvis kaller "strip mining" (d.v.s. en utvinning etter at man har fjernet det overliggende jordlag) og in situ separasjonsprosesser. Mesteparten av innvinningen til dags dato har vært ved hjelp av strip mining, skjønt denne, fremgangsmåte bare er økonomisk mulig når. forholdet mellom tykkelsen på den overliggende jordmasse og tykkelsen på tjæresandsavsetningen er ca. 1 eller mindre. Det er kjent store mengder av petroleum i form av tjæresandsavsetninger som ikke ligger innenfor dette område som økonomisk lar seg utnytte ved hjelp av strip mining, og det er følgelig et meget stort behov for en in situ prosess hvorved bitumen eller bituminøs petroleum kan utskilles fra sand på en eller annen måte og innvinnes ved hjelp av en brønn eller ved. hjelp av andre produksjonsanord-ninger som eventuelt måtte bores inn eller ned i tjæresands-avsetninge.n.

De in situ separasjonsprosesser som er beskrevet i literaturen innbefatter varmeteknikk, såsom en såkalt flamme-fyIling (eller in situ forbrenning) og dampfyIling og forskjellige drivende fremgangsmåter som innbefatter forskjellige typer emulsjoner. En vellykket in situ separasjons-prosess må oppnå følgende to virkninger: Viskositeten på råoljen må reduseres og an eller annen form. for oljeforskyv-ning eller drivende mekanismer må tilføres formasjonen. Emulgeringsprosesser benytter også ofte damp, samt et basisk materiale såsom natriumhydroksyd som i formasjonen induserer en olje-i-vann-emulsjon med en viskositet som er betydelig lavere enn viskositeten på det tilstedeværende petroleum. Varmeprosesser er begrenset til formasjoner som har tilstrekkelig tykkelse av overliggende jordlag til at man kan tolerere injeksjon av væsker med høyt trykk. Det eksisterer mange tjæresandsavsetninger. hvor tykkelsen på det overliggende jordlag er for tynt til' at man kan bruke varmeprosesser, mens det er for tykt til at man kan bruke strip mining.

En annen mulig fremgangsmåte for innvinning av petroleum, fra tjæresandsavsetninger ved en in situ separasjon som ikke krever nærvær av tilstrekkelig tykkelse på det overliggende jordlag, er såkalt fylling med oppløsningsmidler. En slik oppløsningsmiddelfyIling innbefatter at man injiserer et oppløsningsmiddel inn i tjæresandsavsetningen, og der vil oppløsningsmidlet fortynne og redusere viskositeten på det bituminøse petroleum slik at petroleumen blir- bevegelig og innvinnbar ved hjelp av en brønn av den type som normalt anvendes ved vanlig oljegjenvinning fra underjordiske formasjoner. Skjønt mange oppløsningsmidler såsom aromatiske hydrokarboner, f.eks. benzen, toluen og xylen, foruten karbon-tetraklorid og karbondisulfid, lett oppløser bituminøs petroleum, så er disse forbindelser kostbare og etteEsom det trenges meget store mengder, så har oppløsningsmiddelfylling hittil ikke vært ansett å være økonomisk gjennomførbar i praksis. Parafiniske hydrokarboner såsom etan, propan, butan, pentan, etc, er lettere tilgjengelige og billigere enn de oppløsningsmidler som er nevnt ovenfor, men det har hittil generelt vært ansett at parafiniske hydrokarboner ikke kan brukes i bituminøs petroleum fordi det eksisterer en risiko for at man kan få utfelt asfaltener som ville forårsake en tilstopning av formasjonen. Et tegn på denne oppfatning er at asfaltbestanddelene i råolje ofte blir definert som pentanuoppløselige materialer. Asfaltfjerning fra olje ved at man kontakter råoljen med propan, er en velkjent raffinerings-prosess. Videre har omkostningene, ved oppløsningsmiddel-fylling alltid vært ansett å være prohibitive, på grunn av de store mengder som er nødvendige for å kunne mette formasjonen. Det fremgår av det ovenstående at det er et vesentlig behov for en fremgangsmåte for innvinning av viskøs petroleum fra tjæresandsformasjoner ved hjelp av moderate mengder av et lett tilgjengelig billig oppløsningsmiddel ved et relativt lavt trykk, og som kan brukes ved midlere dyp samt i dype avsetninger.

Man har nå oppdaget at viskøs petroleum såsom bitumen kan innvinnes fra viskøse petroleumsholdige. formasjoner såsom tjæresandsavsetninger, ved at man i formasjonen injiserer en gassformet blanding bestående av en bæregass samt et hydrokarbonoppløsningsmiddel som er flytende ved reservoarbetingelsene. Egnede materialer for dette oppløs-ningsmiddel innbefatter parafiniske hydrokarboner som har fra 5 - 10 karbonatomer,. f.eks. pentan, heksan, etc, såvel som nafta, naturlig bensin, karbondisulfid og blandinger av disse. Egnede bæregasser innbefatter nitrogen, "karbondioksyd, metan, etan, propan, butan, hydrogen, vannfri ammoniakk, hydrogensulfid, etylen eller propylen. Por eksempel kan nitrogen føres gjennom et fordampningskar for der å fordampe pentan, hvoretter den gassformede blanding kan injiseres inn i en underjordisk tjæresandsavsetning. Viskøs petroleum eller bitumen absorberer det flytende oppløsningsmiddel fra gassfasen inntil tilstrekkelig oppløsningsmiddel er absorbert til

at petroleumen er tilstrekkelig bevegelig til at den vil-strømme inn i en produksjonsbrønn. Produksjonen kan skje fra en fjernt plassert brønn eller, fra den samme brønnen som ble brukt.for injeksjon av gass-oppløsningsmiddelblandingen. Man har overraskende funnet at parafiniske hydrokarboner såsom pentan eller heksan i foreliggende fremgangsmåte ikke resul-terer i en tilstopning av strømningskanalene i formasjonen på grunn av en utfelling av asfaltforbindelser. Bæregassen og/eller oppløsningsmidlet kan oppvarmes før injeksjonen for å øke oppløsningshastigheten og damptrykket på oppløsningsmid-let. Oppløsningsmidlet kan forskyves ved hjelp av injisert vann, varmt vann eller damp.

Den vedlagte tegning viser en tjæresandsavsetning som underkastes foreliggende fremgangsmåte med utstyr for at man på overflaten kan resirkulere oppløsningsmidlet og bæregassen som produseres sammen med råoljen.

Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse innbefatter at en ikke-vandig gassformet væske injiseres inn i minst en' brønn som er boret ned i en petroleumsholdig formasjon og står i væskekontakt med denne. En bæregass såsom nitrogen bringes i kontakt med og fordamper en effektiv mengde av et oppløsningsmiddel som vanligvis er. flytende ved de betingelser som hersker i reservoaret, og den gassformede blandingen injiseres via injeksjonsbrønnen inn i formasjonen.

Grunnene til' at man bærer en gass for å fordampe et normalt flytende oppløsningsmiddel er. flere. Ved å bruke denne fremgangsmåte kan man kombinere, fordelene ved gassformede oppløsningsmidler og flytende oppløsningsmidler. Høymolekylære flytende oppløsningsmidler er mer effektive oppløsningsmidler for høymolekylære hydrokarbonkomponenter i viskøs petroleum enn lavmolekylære gass formede oppløsnings-midler. Videre unngår man de problemer som ofte oppstår ved å bruke flytende oppløsningsmidler såsom raskt tap av injiser-barheten på grunn av at det dannes en viskøs banke av oppløs-ningsmiddel og petroleum som gjør at det hele lett blir ubevegelig. Injeksjon av en permanent (ikke-kondenserbar) gass sammen med oppløsningsmidlet øker og opprettholder et høyt trykk, noe som øker oljeproduksjonshastigheten og inn-vinningsprosenten. Diffusiteten av gasser er mye høyere enn

for væsker, og dette gjør at man får høyere inntrengnings-hastighet i hele- formasjonen og øker den totale effektiviteten. Videre vil det tofcale forbruk av oppløsningsmiddel i formasjonen reduseres vesentlig når man bruker gassformede blandinger inneholdende et oppløsningsmiddel i stedet for et . flytende oppløsningsmiddel. Denne reduksjon er meget vesentlig siden bare en del av den gass som injiseres inn i formasjonen er et oppløsningsmiddel, idet hovedmengden er en billig bæregass.

Den foretrukne fremgangsmåte i praksis innbefatter at man bruker et kontaktkar såsom en fordamper, hvor bæregassen kan kontakte det flytende oppløsningsmiddel. Dette kan oppnås ved at man bobler bæregassen gjennom et kar delvis fylt med det flytende oppløsningsmiddel. Avbøyningsplater i karet bedrer effektiviteten i fordampningstrinnet, men man kan selvsagt bruke mange andre typer av kommersielt tilgjengelige anordninger såsom flertraus-fordampere, bevegelige film-

kontakt-apparater etc.

Fremgangsmåten vil nå bli forklart med henvisning til den vedlagte tegning hvor den viskøse petroleumsholdige

formasjon 1 er gjennomboret ved hjelp av en injeksjonsbrønn 2 og en produksjonsbrønn 3. Perforeringene 4 og 5 etablerer en væskekommunikasjon mellom brønnene og formasjonen 1. Fordampningsapparatet 6 tilføres en bæregass ved hjelp av en ledning 7 og flytende oppløsningsmiddel gjennom en ledning 8. I

begynnelsen vil alt flytende oppløsningsmiddel og all bæregass tilføres, fra ytre kilder, skjønt en resirkulering av både det brukte oppløsningsmiddel og den brukte bæregass vil redusere behovet for slike ytre forskyvningskilder. Oppløsningsmidlet blir deretter tilsatt fordampningskaret 6 etter behov, for å opprettholde konsentrasjonen på et forut bestemt nivå. Bæregassen bobles inn i det flytende oppløsningsmiddel via dysene 9 slik at man får en jevn fordeling av gassbobler i væsken for derved å sikre maksimal kontakt mellom gassen og oppløsningsmidlet. Gassfasen mettet med oppløsningsdamper føres så gjennom ledningen 10. Avbøyningsplatene 11 gjør at . man får en effektiv blanding og hindrer at flytende oppløs-ningsmiddel forlater fordampningsapparatet.

Gassblandingen, fra apparatet 6 bestående av bæregassen og fordampet oppløsningsmiddel føres via ledningen 10 og pumpes via gn kompressor 14 inn i injeksjonsbrønnen 2. Den gassformede blanding av bæregass og oppløsningsmiddel føres så inn i formasjonen og strømmer gjennom forskjellige strømnings-kanaler inn i denne. Oppløsningsmidlet absorberes direkte av den viskøse petroleumen fra gassfasen. Bæregassen har dessuten det formål at den opprettholder overføringen i formasjonen ved at den-holder formasjonskanalene åpne.

Etterhvert som den viskøse petroleumen absorberer det gassformede oppløsningsmiddel, vil viskositeten senkes inntil man starter en strøm av petroleum. Kontakt mellom oppløs-ningsmidlet og den viskøse petroleumen oppnås på en meget jevn måte i hele formasjonen som ligger mellom injeksjonsbrønnen og produksjonsbrønnen, noe som står i kontrast til en injeksjon med flytende oppløsningsmiddel hvor man får maksimal blanding, mellom petroleum og oppløsningsmiddel nær injeksjonsbrønn og hvor mesteparten av petroleumen mellom kontaktpunktet og produksjonsbrønnen i alt vesentlig ikke får kontakt med oppløsningsmidlet.

Blandingen av petroleum og oppløsningsmiddel strømmer mot produksjonsbrønnen 3 idet denne blanding drives av den injiserte gass. Væsken trenger inn i brønnen 3 via perforeringene 5 og pumpes så opp til overflaten. Noe bæregass blir samtidig produsert sammen med petroleum og oppløsningsmiddel. Det er vanligvis ønskelig å skille gassen og petroleumen f.eks. ved hjelp av et' destillasjonstårn 12. Den avdestil-lerte gassen resirkuleres gjennom fordampningskaret 6. Den produserte væske føres så gjennom en separasjonsenhet for oppløsningsmidlet. Varmedestillasjonsenheten 13 brukes for dette formål i denne utførelse. En resirkulering av oppløs-ningsmiddel er ønskelig av økonomiske grunner. Hvis man bruker et sentralt bearbeidingsanlegg, noe som ofte er til-felle for tjæresandsavsetninger, så kan separasjonen av oppløsningsmiddel fra petroleum utføres .i dette sentrale bearbeidingsanlegg.

Etter at den fremgangsmåte som er beskrevet ovenfor har vært kjørt i et visst tidsrom, kan injeksjonen av gass og oppløsningsmiddel avsluttes og en drivende væske såsom vann, varmt vann eller damp injiseres inn i formasjonen for å forskyve den gjenværende petroleum og oppløsningsmiddel mot produksj onsbrønnen.

I en noe forskjellig utførelse kan bæregassen og/ eller det flytende oppløsningsmiddel oppvarmes slik at blandingen av bæregass og oppløsningsmiddel kommer inn i formasjonen ved en temperatur som ligger over romtemperatur. Hvis ønskelig kan temperaturen være høyere enn temperaturen i den petroleumsholdige formasjon slik at man oppnår en begrenset varmereduksjon av petroleumsviskositeten.

Etter at oljegjenvinningen er avsluttet kan gjenværende oppløsningsmiddel innvinnes fra formasjonen på flere måter. Hvis man bruker et trinn med en injeksjon av vann, varmt vann eller damp slik det er beskrevet ovenfor, vil det vanligvis ikke være nødvendig med noe ytterligere trinn for innvinning av gjenværende oppløsningsmiddel. Hvis intet slikt vandig drivende injeksjonstrinn er brukt, kan imidlertid oppløsningsmidlet innvinnes ved å injisere en gass, f.eks. den samme gass som bæregassen eller en annen ikke-kondenserbar gass, inn i formasjonen for å rense denne for gjenværende oppløsningsmiddel.

Foreliggende fremgangsmåte kan også brukes i en innvinningsprosess hvor man bare bruker en enkelt brønn eller borehull, og hvor den gassformede blanding av bæregass og oppløsningsmiddel injiseres inn i formasjonen i et visst tidsrom inntil gassblandingen har trengt inn i en viss del av formasjonen og injeksjonstrykket har begynt å øke, hvoretter man reduserer trykket og avslutter gassinjeksjonen slik at petroleum og absorbert oppløsningsmiddel kan flyte tilbake til brønnen.

Ethvert materiale som i alt vesentlig er, flytende ved den temperatur og det trykk som hersker i petroleumsformasjo-nen, og (2) som absorberes av formasjonspetroleumen fra den gassformede fase og (3) som et resultat av en slik absorbsjon reduserer viskositeten på petroleumen, kan brukes i foreliggende fremgangsmåte. Overraskende har man funnet at parafiniske hydrokarboner er de foretrukne- oppløsningsmidler. Man kan bruke ethvert parafinisk hydrokarbon som har fra ca. 5 til ca. 10 karbonatomer eller mer. Man kan bruke lineære eller grenede oppløsningsmidler samt blandinger av forskjellige typer oppløsningsmidler. Man kan også bruke kommersiel-le' blandinger såsom nafta eller naturlig bensin. Karbondisulfid, CS2alene eller blandet med parafiniske hydrokarboner er også effektive. Man har ikke funnet det tilfredsstil-lende å bruke aromatiske hydrokarboner såsom benzen. Dette er et meget uventet resultat ettersom slike forbindelser normalt ansees å være foretrukne oppløsningsmidler, spesielt for asfaltpetroleum som ofte finnes i tjæresand.

Ethvert materiale som i alt vesentlig er gassformet ved formasjonstemperaturen og trykk og som ikke reagerer med det flytende oppløsningsmiddel som brukes, kan anvendes som bæregass. Nitrogen er meget godt egnet som bæregass i foreliggende fremgangsmåte. Luft kan også brukes, men man må ta visse forholdsregler når man bruker et brennbart flytende oppløsningsmiddel for å unngå brann eller eksplosjoner. Gassformede parafiniske forbindelser såsom metan, etan eller propan, såvel som gassformede olefiniske hydrokarboner, f.eks.

etylen eller propylen, kan også brukes. Karbondioksyd er en

annen foretrukken bæregass. Hydrogensulfid kan også brukes hvis man tar forholdsregler for å hindre at materialet unnviker i atmosfæren fra produksjonsbrønnen. Hydrogen eller

.vannfri ammoniakk kan også brukes. Forskjellige blandinger såsom naturgass, forbrenningsgass, exhaust-gass etc. kan også brukes, skjønt det da er nødvendig med visse prosesstrinn for å. fjerne partikkelformede forbindelser og korroderende

forbindelser. Videre kan man bruke blandinger av to eller flere av de foran nevnte materialer eller stoffer.-Vanligvis er det intet behov, for å regulere, forholdet mellom bæregass og oppløsningsmiddel. Den foretrukne fremgangsmåte innbefatter at man metter totalt eller i alt vesentlig bæregassen med oppløsningsmidlet ved den anvendte temperatur.

Det følgende eksempel illustrerer oppfinnelsen.

En tjæfeavsetning var plassert i en dybde på 60 m og tykkelsen på avsetningen var 21 m. Ettersom forholdet mellom overliggende jordlag til tjæresandens tykkelse var mer enn 1, er avsetningen ikke økonomisk egnet for strip mining. Det ble bestemt at den mest effektive fremgangsmåte for å utnytte dette reservoar var ved hjelp av en bæregass inneholdende et fordampet oppløsningsmiddel.

En kommersiell naturlig bensin var tilgjengelig til en attraktiv pris i området, og sammensetningen på denne bensin var 90 % Cg til C^. Denne bensin var i alt vesentlig flytende ved reservoartrykk og temperatur, og den var følgelig ganske godt egnet som det flytende oppløsningsmiddel.

Forbrenningsgass var tilgjengelig fra en dampgenera-tor, og denne, forbrenningsgass ble ført gjennom et filter og en vasker for å fjerne partikkelformede stoffer og korroderende forbindelser, og den vaskede forbrenningsgass besto i alt vesentlig av 86 % nitrogen og 14 % karbondioksyd, og den ble så brukt som bæregass.

Nær injeksjonsbrønnen ble det plassert en gass-fordampningsenhet med flere avbøyningsplater og denne enhet var i stand til å ta 140 m^ gass pr. time. Forbindelses-linjer ble knyttet slik at bæregass og flytende oppløsnings-middel kunne tilføres fordamperen samtidig som utstrømmende gassblanding kunne pumpes ned i injeksjonsbrønnen. Nitrogen-karbondioksyd-bæregassen og oppløsningsmidlet ble begge oppvarmet til en temperatur på 50°C før de ble tilført fordampningsenheten. Gassblandingen ble komprimert til et trykk på 10,8 kg/cm og så injisert inn i formasjonen. Produksjon av bæregass ble fortsatt i 20 døgn fra produksjons-brønnen som var plassert ca. 30 m fra injeksjonsbrønnen. Oljeproduksjonen begynte 10 døgn etter at bæregassen først kom til syne i produksjonsbrønnen. Produsert gass bestående av den injiserte bæregassen og en mindre mengde metan ble avdestillert fra den fremstilte væske og resirkulert til fordampningsenheten. Oppløsningsmiddel ble fjernet fra den fremstilte væske ved destillasjon og deretter ble oppløsnings-midlet resirkulert til fordampningsenheten.

Etter at produksjonen hadde fortsatt i 12 måneder begynte gass-olje-forholdet å stige. Gassanalyser indikerte at oppløsningsmiddelinnholdet i blandingen begynte å øke, noe som indikerte klart at absorbsjonen av oppløsningsmiddel i det tilstedeværende petroleum hadde nådd en likevekt. Gassinjeksjonen ble avsluttet og varmt vann ble injisert inn i injeksjonsbrønnen for å forskyve å produsere ytterligere petroleum og oppløsningsmiddel. Petroleumsproduksjons-hastigheten steg raskt og holdt seg høy i flere måneder, og sank så etterhvert som det injiserte varme vannet begynte å bryte gjennom til brønnen. Injeksjonen av varmt vann ble stoppet etter at vann-olje-forholdet steg over ca. 50.

Por å kunne demonstrere anvendbarheten av foreliggende fremgangsmåte og dessuten å bestemme størrelsen av olje-innvinningen på grunn av foreliggende fremgangsmåte, ble følgende laboratorieeksperimenter utført.

Et glassrør som hadde diameter på ca. 18 mm og en lengde på 60 cm ble fylt med et løst pakket tjæresand-materiale som var oppnådd ved en strip mining av Athabasca tjæresand. Røret med tjæresanden ble plassert med en vinkel på 45° i. forhold til horisontalplanet. De flytende oppløs-ningsmidler som skulle bedømmes ble plassert i en effektiv kontaktanordning .og nitrogen ble boblet gjennom de flytende oppløsningsmidler ved atmosfæretrykk. Nitrogenbæregassen ble derved mettet med det oppløsningsmiddel som skulle undersøkes, og gassblandingen ble så ført gjennom røret pakket med tjæresanden. Gassblandingen ble ført inn i røret ved et trykk som var bare noe over atmosfæretrykk. Intet tilbaketrykk eller begrensning var påsatt ved utløpet av røret. De resultater som ble oppnådd er angitt i tabell I.

I Det fremgår av de ovenstående data at benzen var ineffektivt for innvinning av bituminøs petroleum fra tjæresand i foreliggende, fremgangsmåte. Dette er overraskende ettersom benzen vanligvis er betraktet å være et foretrukket oppløsningsmiddel for bituminøs petroleum. Karbondisulfid var effektivt. Lett nafta var bedre enn karbondisulfid, og dette er uventet. Heksan er det mest effektive oppløsnings-middel av de som er prøvet, og dette er relativt overraskende. Man kunne ikke påvise noe tetting som skyldes utfelling av asfaltforbindelser. I de tilfeller hvor man brukte en bæregass med fordampet karbondisulfid, nafta og heksan, fløt petroleums-oppløsningsmiddel-blandingen ut av røret ved hjelp av tyngdekraften alene.

Skjønt flere spesifike utførelser er beskrevet, er det underforstått at mange variasjoner og modifikasjoner kan utføres uten at man derved forlater oppfinnelsens intensjon. Skjønt man har beskrevet en fremgangsmåte som en mulig forklaring på fordelene ved foreliggende fremgangsmåte, er det dermed ikke sagt at dette er den eneste mulige mekanisme.

Claims (10)

1. Fremgangsmåte for innvinning av viskøs petroleum, heri bitumen og tjære fra underjordiske, viskøse petroleumsholdige formasjoner såsom tjæresandsavsetninger, og hvor formasjonen er gjennomboret av minst en produksjonsbrønn og minst en injeksjonsbrønn, og hvor nevnte brønner står i væskekommunikasjon med formasjonen, karakterisert ved at man: (a) kontakter et oppløsningsmiddel for petroleum som er flytende ved formasjonstemperatur og trykk med et inert gassformet materiale som er gassformet ved formasjonstemperatur og trykk, slik at det dannes en gass formet blanding av oppløsningsmiddel og bæregass; (b) fører blandingen av bæregass og oppløsningsmiddel inn i formasjonen.via injeksjonsbrønnen; og (c) innvinner en væske bestående av formasjonspetroleum hvori det er absorbert oppløsningsmiddel samt bæregass fra produksj onsbrønnen.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at oppløsningsmidlet er valgt fra gruppen bestående av parafiniske hydrokarboner med fra 5 til 10 karbonatomer, karbondisulfid, nafta, naturlig bensin samt blandinger av disse forbindelser.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at oppløsningsmidlet er pentan, heksan eller heptan.

4. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de forannevnte krav, karakterisert ved at bæregassen er valgt fra gruppen bestående av nitrogen, luft., metan, naturgass, etan, propan, butan, etylen, propylen, karbondioksyd, forbrenningsgass, exhaustgass, hydrogensulfid, hydrogen, vannfri ammoniakk og blandinger av disse gasser.

5. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de. forannevnte krav, karakterisert ved at blandingen av bæregass og oppløsningsmiddel føres inn i formasjonen ved en tempera--tur som er høyere enn temperaturen på overflaten.

6. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1-4, karakterisert ved at blandingen av bæregass og oppløsningsmiddel føres inn i formasjonen ved en temperatur som minst tilsvarer formasjonstemperaturen.

7. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de forannevnte krav, karakterisert ved at man dessuten tilfører en drivende væske valgt fra gruppen bestående av vann, varmt vann og damp, inn i formasjonen etter at man har avsluttet tilførselen av blandingen av oppløsningsmiddel og bæregass.

8. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de forannevnte krav, karakterisert ved at man dessuten tilfører en ikke-kondenserbar gassformet væske inn i formasjonen for å innvinne oppløsningsmiddel som måtte være holdt tilbake i formasjonen.

9. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de forannevnte krav, karakterisert ved at man skiller bæregassen fra den fremstilte væske.

10. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de forannevnte krav, karakterisert ved at man skiller oppløsnings-midlet ut fra den fremstilte væske.