Claims (67)
1. Способ извлечения и проводимого in situ повышения сортности углеводородов в паре скважин, состоящей из нагнетательной скважины и извлекающей скважины, в пределах нефтеносного пласта, содержащего тяжелые углеводороды, причем способ включает операции:1. The method of extraction and conducted in situ improvement of hydrocarbon grades in a pair of wells, consisting of an injection well and an extraction well, within the oil reservoir containing heavy hydrocarbons, the method comprising the steps of:
a) ввода выбранного количества горячей нагнетаемой текучей среды, включая фракцию тяжелых углеводородов, в нагнетательную скважину для содействия извлечению углеводородов и проводимого in situ повышения сортности; иa) introducing a selected amount of hot injection fluid, including a heavy hydrocarbon fraction, into an injection well to facilitate hydrocarbon recovery and in situ grade upgrading; and
b) извлечения углеводородов из извлекающей скважины.b) recovering hydrocarbons from an extraction well.
2. Способ по п. 1, в котором2. The method according to p. 1, in which
нагнетательная скважина и извлекающая скважина представляют собой пару горизонтальных скважин.the injection well and the extraction well are a pair of horizontal wells.
3. Способ по п. 1 или по 2, в котором3. The method according to p. 1 or 2, in which
фракция тяжелых углеводородов содержит любой материал из сланцевой нефти, битуминозной нефти, атмосферного остатка, вакуумного остатка или деасфальтизата или их комбинацию.the heavy hydrocarbon fraction contains any material from shale oil, tar oil, atmospheric residue, vacuum residue or deasphalting agent, or a combination thereof.
4. Способ по п. 1 или 2, в котором4. The method according to p. 1 or 2, in which
углеводороды, извлеченные из извлекающей скважины, подвергнуты процессу разделения, в ходе которого разделены тяжелые и легкие фракции, причем тяжелая фракция содержит остаточную фракцию.hydrocarbons recovered from the extraction well are subjected to a separation process in which the heavy and light fractions are separated, the heavy fraction containing a residual fraction.
5. Способ по п. 4, в котором5. The method according to p. 4, in which
остаточная фракция от процесса разделения смешана с нагнетаемой текучей средой до введения в нагнетательную скважину.the residual fraction from the separation process is mixed with the injected fluid before being introduced into the injection well.
6. Способ по п. 5, дополнительно включающий операцию смешивания подпиточных тяжелых углеводородов с нагнетаемой текучей средой до введения нагнетаемой текучей среды в нагнетательную скважину, причем6. The method of claim 5, further comprising the step of mixing make-up heavy hydrocarbons with the injected fluid prior to introducing the injected fluid into the injection well, wherein
температурой и давлением нагнетаемой текучей среды управляют так, чтобы способствовать реакциям повышения сортности в нисходящей скважине.the temperature and pressure of the injected fluid is controlled so as to facilitate downgrade reactions in the downhole.
7. Способ по любому из пп. 1, 2, 5, 6, в котором7. The method according to any one of paragraphs. 1, 2, 5, 6, in which
закачиваемая текучая среда содержит понизитель вязкости.the injected fluid contains a viscosity reducer.
8. Способ по любому из пп. 1, 2, 5, 6, в котором8. The method according to any one of paragraphs. 1, 2, 5, 6, in which
температурой и давлением нагнетаемой текучей среды управляют так, чтобы способствовать реакциям повышения сортности в виде термического крекинга.the temperature and pressure of the pumped fluid is controlled to promote thermal cracking grade reactions.
9. Способ по п. 8, в котором9. The method according to p. 8, in which
температурой нагнетаемой текучей среды управляют так, чтобы обеспечить температуру скважинного зумпфа 320±20°С.the temperature of the injected fluid is controlled so as to provide a temperature of the borehole sump 320 ± 20 ° C.
10. Способ по любому из пп. 1, 2, 5, 6, 9, в котором10. The method according to any one of paragraphs. 1, 2, 5, 6, 9, in which
время пребывания нагнетаемых текучих сред в нисходящей скважине составляет 24-2400 часов.the residence time of injected fluids in a downhole is 24-2400 hours.
11. Способ по любому из пп. 1, 2, 5, 6, 9, в котором11. The method according to any one of paragraphs. 1, 2, 5, 6, 9, in which
температурой и давлением нагнетаемых текучих сред управляют таким образом, чтобы более чем 30% от остаточного тяжелого углеводорода в извлеченной битуминозной нефти было преобразовано в более легкие фракции внутри нефтеносного пласта.the temperature and pressure of the injected fluids are controlled so that more than 30% of the residual heavy hydrocarbon in the extracted bituminous oil is converted to lighter fractions within the oil reservoir.
12. Способ по любому из пп. 1, 2, 5, 6, 9, в котором 12. The method according to any one of paragraphs. 1, 2, 5, 6, 9, in which
температурой и давлением нагнетаемых текучих сред управляют таким образом, чтобы вязкость извлеченных углеводородов составляла меньше 500 сантипуазов при температуре 25°С.the temperature and pressure of the injected fluids are controlled so that the viscosity of the recovered hydrocarbons is less than 500 centipoises at a temperature of 25 ° C.
13. Способ по п. 12, в котором13. The method according to p. 12, in which
вязкость извлеченных углеводородов составляет меньше 250 сантипуазов при температуре 25°С.the viscosity of the recovered hydrocarbons is less than 250 centipoises at a temperature of 25 ° C.
14. Способ по любому из пп. 2, 5, 6, 9, 13, в котором14. The method according to any one of paragraphs. 2, 5, 6, 9, 13, in which
до проведения операции а) водяной пар нагнетают в пару горизонтальных скважин для инициирования связи между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной и образования подземной реакционной камеры.before operation a), steam is injected into a pair of horizontal wells to initiate communication between the injection well and the producing well and the formation of an underground reaction chamber.
15. Способ по п. 14, в котором15. The method according to p. 14, in which
до проведения операции а) водяной пар постепенно заменяют текучей средой из тяжелого углеводорода, выбранной в виде любого материала из тяжелой нефти, сланцевой нефти, битуминозной нефти, атмосферного остатка, вакуумного остатка или деасфальтизата или их комбинации.prior to operation a), water vapor is gradually replaced by a heavy hydrocarbon fluid selected in the form of any material from heavy oil, shale oil, tar oil, atmospheric residue, vacuum residue or deasphalting agent, or a combination thereof.
16. Способ по любому из пп. 1, 2, 5, 6, 9, 13, 15, дополнительно включающий операцию примешивания катализатора в нагнетаемую текучую среду до введения нагнетаемой текучей среды в нагнетательную скважину.16. The method according to any one of paragraphs. 1, 2, 5, 6, 9, 13, 15, further comprising the step of mixing the catalyst into the injection fluid prior to introducing the injection fluid into the injection well.
17. Способ по п. 16, дополнительно включающий операцию примешивания водорода в нагнетаемую текучую среду до введения нагнетаемой текучей среды в нагнетательную скважину.17. The method according to p. 16, further comprising the step of mixing hydrogen into the injected fluid prior to introducing the injected fluid into the injection well.
18. Способ по п. 17, в котором18. The method according to p. 17, in which
температурами и давлениями нагнетаемой текучей среды управляют так, чтобы содействовать любой реакции из реакций гидрообработки, гидрокрекинга или парового крекинга или их комбинации.The temperatures and pressures of the injection fluid are controlled to facilitate any reaction from hydroprocessing, hydrocracking or steam cracking reactions, or a combination thereof.
19. Способ по п. 18, в котором19. The method according to p. 18, in which
водород смешан с нагнетаемой текучей средой для обеспечения избыточного водорода для проведения реакций гидрообработки и гидрокрекинга.hydrogen is mixed with injected fluid to provide excess hydrogen for hydroprocessing and hydrocracking reactions.
20. Способ по любому из пп. 17-19, в котором20. The method according to any one of paragraphs. 17-19 in which
водород нагнетают вдоль длины нагнетательной скважины.hydrogen is injected along the length of the injection well.
21. Способ по п. 20, в котором21. The method according to p. 20, in which
примерно 1/3 водорода смешивают с нагнетаемой текучей средой на поверхности и примерно 2/3 нагнетают в нефтеносный пласт вдоль горизонтальной длины извлекающей скважины.about 1/3 of the hydrogen is mixed with the injected fluid on the surface and about 2/3 is injected into the oil reservoir along the horizontal length of the extraction well.
22. Способ по п. 21, в котором22. The method according to p. 21, in which
водород нагнетают из извлекающей скважины через по меньшей мере одну обсадную трубу, функционально присоединенную к добывающей скважине.hydrogen is pumped from the extraction well through at least one casing pipe operatively connected to the producing well.
23. Способ по любому из пп. 17, 18, в котором23. The method according to any one of paragraphs. 17, 18 in which
катализатор представляет собой любой катализатор из нанокатализаторов или ультрадиспергированных катализаторов или комбинацию таких катализаторов.the catalyst is any catalyst of nanocatalysts or ultradispersed catalysts, or a combination of such catalysts.
24. Способ по п. 23, в котором24. The method according to p. 23, in which
нанокатализатор имеет частицы диаметром меньше 1 микрона.the nanocatalyst has particles with a diameter of less than 1 micron.
25. Способ по п. 24, в котором25. The method according to p. 24, in which
ультрадисперсный катализатор имеет частицы с диаметрами меньше 120 нм.ultrafine catalyst has particles with diameters less than 120 nm.
26. Способ по любому из пп. 1, 2, 5, 6, 9, 13, 15, 17-19, 21, 22, 24, 25, в котором множество соседних взаимосвязанных пар скважин выполнено в виде одного куста скважин, причем26. The method according to any one of paragraphs. 1, 2, 5, 6, 9, 13, 15, 17-19, 21, 22, 24, 25, in which many neighboring interconnected pairs of wells are made in the form of a single well cluster, moreover
одна пара из взаимосвязанных пар скважин представляет собой пару скважин, предназначенную для повышения сортности, иone pair of interconnected pairs of wells is a pair of wells designed to improve the grade, and
текучие среды из тяжелых углеводородов, извлеченные из каждой скважины, смешивают с нагнетаемой текучей средой для пары скважин, предназначенной для повышения сортности.heavy hydrocarbon fluids recovered from each well are mixed with injected fluid for a pair of wells designed to increase grade.
27. Способ по п. 26, в котором27. The method according to p. 26, in which
текучие среды из тяжелых углеводородов содержат любой материал из тяжелой нефти, сланцевой нефти, битуминозной нефти, атмосферного остатка, вакуумного остатка или деасфальтизата или их комбинацию.heavy hydrocarbon fluids contain any material from heavy oil, shale oil, tar oil, atmospheric residue, vacuum residue or deasphalting agent, or a combination thereof.
28. Способ по любому из пп. 2, 5, 6, 9, 13, 15, 17-19, 21, 22, 24, 25, 27, в котором28. The method according to any one of paragraphs. 2, 5, 6, 9, 13, 15, 17-19, 21, 22, 24, 25, 27, in which
нагнетательная скважина и извлекающая скважина содержат вертикально перекрываемые горизонтальные секции, а нагнетательная скважина представляет собой нижнюю скважину из нагнетательной скважины и извлекающей скважины.the injection well and the extraction well contain vertically overlapping horizontal sections, and the injection well is a lower well from the injection well and the extraction well.
29. Способ по любому из пп. 2, 5, 6, 9, 13, 15, 17-19, 21, 22, 24, 25, 27, в котором29. The method according to any one of paragraphs. 2, 5, 6, 9, 13, 15, 17-19, 21, 22, 24, 25, 27, in which
нагнетательная скважина и извлекающая скважина содержат вертикально перекрываемые горизонтальные секции, а нагнетательная скважина представляет собой верхнюю скважину из нагнетательной скважины и извлекающей скважины.the injection well and the extraction well contain vertically overlapping horizontal sections, and the injection well is an upper well from the injection well and the extraction well.
30. Способ повышения сортности тяжелых углеводородов во время извлечения углеводородов из формации с тяжелыми углеводородами, включающий следующие операции:30. A method of increasing the rating of heavy hydrocarbons during the recovery of hydrocarbons from a formation with heavy hydrocarbons, comprising the following operations:
а) бурение нагнетательной скважины и извлекающей скважины в формацию с тяжелыми углеводородами;a) drilling an injection well and an extraction well into a formation with heavy hydrocarbons;
b) создание камеры повышения подвижности углеводородов внутри формации с тяжелыми углеводородами посредством ввода горячей текучей среды в нагнетательную скважину, чтобы способствовать подвижности углеводородов в направлении к добывающей скважине;b) creating a chamber for increasing the mobility of hydrocarbons within the heavy hydrocarbon formation by introducing hot fluid into the injection well to facilitate mobility of the hydrocarbons towards the producing well;
c) извлечение тяжелых углеводородов из извлекающей скважины на поверхность;c) recovering heavy hydrocarbons from the extraction well to the surface;
d) выполнение процесса разделения в отношении углеводородов, извлеченных в ходе операции с), с образованием фракций более легких углеводородов и фракций остаточных тяжелых углеводородов;d) performing a separation process on hydrocarbons recovered in step c) to form lighter hydrocarbon fractions and residual heavy hydrocarbon fractions;
e) введение части или всех фракций остаточных тяжелых углеводородов при определенных значениях температуры и давления для содействия реакциям повышения сортности углеводородов в камере повышения подвижности углеводородов; иe) introducing part or all of the residual heavy hydrocarbon fractions at certain temperature and pressure values to facilitate hydrocarbon grading reactions in the hydrocarbon mobility chamber; and
f) извлечение совместно смешанных углеводородов повышенной сортности из извлекающей скважины.f) recovering co-mixed high-grade hydrocarbons from the producer well.
31. Способ по п. 30, в котором31. The method according to p. 30, in which
часть полученной при разделении тяжелой остаточной фракции использована в качестве топлива для выработки теплоты, нагревающей нагнетаемые текучие среды для выполнения реакций повышения сортности.a portion of the heavy residual fraction obtained by separation is used as fuel to generate heat, heating the injected fluids to perform grade-up reactions.
32. Способ по п. 30, дополнительно включающий операцию использования части легких углеводородов для проведения дополнительных процессов разделения для образования дополнительных углеводородных фракций.32. The method of claim 30, further comprising the step of using a portion of the light hydrocarbons to conduct additional separation processes to form additional hydrocarbon fractions.
33. Способ по любому из пп. 30-32, в котором33. The method according to any one of paragraphs. 30-32, in which
операция е) включает введение катализатора в нагнетательную скважину, чтобы способствовать каталитическому повышению сортности внутри нагнетательной скважины и камеры повышения подвижности углеводородов.step e) involves introducing a catalyst into the injection well to promote a catalytic grade improvement within the injection well and a hydrocarbon mobility chamber.
34. Способ по любому из пп. 30-32, в котором операция е) дополнительно включает введение водорода в нагнетательную скважину, чтобы способствовать реакциям повышения сортности в камере повышения подвижности углеводородов.34. The method according to any one of paragraphs. 30-32, in which operation e) further includes introducing hydrogen into the injection well to facilitate upgrade reactions in the hydrocarbon mobility chamber.
35. Система для извлечения и проводимого in situ повышения сортности тяжелых углеводородов в пределах формации, содержащей тяжелые углеводороды, причем система содержит:35. A system for recovering and conducting in situ grade upgrading of heavy hydrocarbons within a formation containing heavy hydrocarbons, the system comprising:
a) нагнетательную скважину;a) injection well;
b) извлекающую скважину; причемb) an extraction well; moreover
нагнетательная скважина и извлекающая скважина функционально присоединены к колонне дистилляции углеводородов для разделения текучих сред, извлеченных из извлекающей скважины, на тяжелые и легкие фракции;an injection well and an extraction well are operatively coupled to a hydrocarbon distillation column to separate the fluids extracted from the extraction well into light and heavy fractions;
c) систему смешивания и нагнетания горячей текучей среды, функционально присоединенную к колонне дистилляции для извлечения тяжелых фракций из колонны дистилляции и для смешивания тяжелой фракции с дополнительными нагнетаемыми текучими средами для нагнетания в нагнетательную скважину.c) a hot fluid mixing and injection system operably coupled to the distillation column to extract heavy fractions from the distillation column and to mix the heavy fraction with additional injected fluids for injection into the injection well.
36. Система по п. 35, дополнительно содержащая систему разделения газа и жидкостей, функционально присоединенную к извлекающей скважине для разделения газа и жидкостей, извлеченных из извлекающей скважины, и для подачи отделенных жидкостей в колонну дистилляции.36. The system of claim 35, further comprising a gas and liquid separation system operably coupled to the extraction well for separating gas and liquids extracted from the extracting well and for supplying the separated liquids to the distillation column.
37. Система по любому из пп. 35-36, дополнительно содержащая систему нагнетания катализатора, функционально присоединенную к системе смешивания и нагнетания горячей текучей среды для введения катализатора в систему смешивания и нагнетания горячей текучей среды.37. The system according to any one of paragraphs. 35-36, further comprising a catalyst injection system operably coupled to the hot fluid mixing and injection system for introducing the catalyst into the hot fluid mixing and injection system.
38. Система по любому из пп. 35, 36, дополнительно содержащая систему нагнетания водорода, функционально присоединенную к системе смешивания и нагнетания горячей текучей среды для введения водорода в систему смешивания и нагнетания горячей текучей среды.38. The system according to any one of paragraphs. 35, 36, further comprising a hydrogen injection system operatively coupled to the hot fluid mixing and pumping system for introducing hydrogen into the hot fluid mixing and pumping system.
39. Система по любому из пп. 35, 36, дополнительно содержащая систему нагнетания понизителя вязкости, функционально присоединенную к системе смешивания и нагнетания горячей текучей среды для введения понизителя вязкости в систему смешивания и нагнетания горячей текучей среды.39. The system according to any one of paragraphs. 35, 36, further comprising a viscosity reducer injection system operably coupled to the hot fluid mixing and injection system for introducing the viscosity reducer into the hot fluid mixing and injection system.
40. Система по любому из пп. 35, 36, дополнительно содержащая по меньшей мере одну дополнительную скважину нагнетания и извлечения, функционально присоединенную к колонне дистилляции для введения дополнительных тяжелых углеводородов из указанной по меньшей мере одной дополнительной извлекающей скважины в колонну дистилляции.40. The system according to any one of paragraphs. 35, 36, further comprising at least one additional injection and recovery well operably coupled to the distillation column for introducing additional heavy hydrocarbons from said at least one additional extraction well into the distillation column.
41. Способ повышения сортности тяжелых углеводородов во время извлечения углеводородов из формации с тяжелыми углеводородами, включающий следующие операции:41. A method of increasing the rating of heavy hydrocarbons during the recovery of hydrocarbons from a formation with heavy hydrocarbons, comprising the following operations:
a) бурение нагнетательной скважины и извлекающей скважины в формацию с тяжелыми углеводородами;a) drilling an injection well and an extraction well into a heavy hydrocarbon formation;
b) создание камеры повышения подвижности углеводородов внутри формации с тяжелыми углеводородами посредством ввода горячей текучей среды в нагнетательную скважину, чтобы способствовать подвижности углеводородов в направлении к извлекающей скважине;b) creating a chamber for increasing the mobility of hydrocarbons within the heavy hydrocarbon formation by introducing hot fluid into the injection well to facilitate mobility of the hydrocarbons towards the recovery well;
c) извлечение тяжелых углеводородов из извлекающей скважины на поверхность;c) recovering heavy hydrocarbons from the extraction well to the surface;
d) выполнение процесса деасфальтизационного разделения под воздействием растворителя в отношении углеводородов, извлеченных в ходе операции с), с образованием деасфальтизата и асфальтового пека;d) performing a solvent-free deasphalting separation process with respect to hydrocarbons recovered in step c) to form a deasphalting agent and asphalt pitch;
e) введение деасфальтизата, полученного в операции d), в нагнетательную скважину при определенных значениях температуры и давления для содействия реакциям повышения сортности углеводородов в камере повышения подвижности углеводородов; иe) introducing the deasphalting agent obtained in step d) into the injection well at certain temperatures and pressures to facilitate hydrocarbon grading reactions in the hydrocarbon mobility chamber; and
f) извлечение совместно смешанных углеводородов повышенной сортности из извлекающей скважины.f) recovering co-mixed high-grade hydrocarbons from the producer well.
42. Способ по п. 41, в котором часть асфальтового пека использована в качестве топлива для выработки теплоты, нагревающей нагнетаемые текучие среды для выполнения реакций повышения сортности.42. The method according to p. 41, in which part of the asphalt pitch is used as fuel to generate heat, heating the pumped fluids to perform grade-up reactions.
43. Способ по п. 42, дополнительно включающий операцию использования части легких углеводородов для выполнения дополнительных процессов разделения с целью коммерциализации.43. The method according to p. 42, further comprising the operation of using part of the light hydrocarbons to perform additional separation processes for commercialization.
44. Система для извлечения и выполнения in situ повышения сортности тяжелых углеводородов в пределах формации, содержащей тяжелые углеводороды, причем система содержит:44. A system for extracting and performing in situ upgrading of heavy hydrocarbons within a formation containing heavy hydrocarbons, the system comprising:
нагнетательную скважину;injection well;
извлекающую скважину;extraction well;
причем нагнетательная скважина и извлекающая скважина функционально присоединены к системе деасфальтизации под воздействием растворителя для извлечения фракции деасфальтизата с целью смешивания с дополнительными нагнетаемыми текучими средами для нагнетания в нагнетательную скважину.moreover, the injection well and the extraction well are functionally connected to the deasphalting system under the influence of a solvent to extract a fraction of the deasphalting agent for mixing with additional injected fluids for injection into the injection well.
45. Способ повышения сортности тяжелых углеводородов во время извлечения углеводородов из формации с тяжелыми углеводородами, содержащий следующие операции:45. A method of increasing the rating of heavy hydrocarbons during the extraction of hydrocarbons from a formation with heavy hydrocarbons, comprising the following operations:
a) бурение скважины в формацию с тяжелыми углеводородами;a) drilling a well into a hydrocarbon formation;
b) введение теплоты в скважину для создания камеры повышения подвижности углеводородов внутри формации с тяжелыми углеводородами, чтобы способствовать подвижности углеводородов внутри скважины;b) introducing heat into the well to create a chamber for increasing the mobility of hydrocarbons within the heavy hydrocarbon formation to facilitate mobility of hydrocarbons within the well;
c) извлечение тяжелых углеводородов из извлекающей скважины на поверхность и первоначальное хранение тяжелых углеводородов в нагретом резервуаре;c) recovering heavy hydrocarbons from the extraction well to the surface and initially storing the heavy hydrocarbons in a heated reservoir;
d) введение тяжелых углеводородов из нагретого резервуара в скважину при определенных температуре и давлении для содействия реакциям повышения сортности углеводородов в камере повышения подвижности углеводородов;d) introducing heavy hydrocarbons from the heated reservoir into the well at a certain temperature and pressure to facilitate hydrocarbon grading reactions in the hydrocarbon mobility chamber;
e) уплотнение скважины и поддержание давления в скважине в течение времени, достаточного для содействия реакциям повышения сортности углеводородов; иe) compaction of the well and maintaining the pressure in the well for a time sufficient to facilitate hydrocarbon grade reactions; and
f) по прошествии достаточного времени сброс давления в скважине и извлечение углеводородов повышенной сортности из скважины.f) after sufficient time has elapsed, depressurization of the well and recovery of high grade hydrocarbons from the well.
46. Способ по п. 45, дополнительно включающий операцию ввода катализатора в скважину во время операции d).46. The method of claim 45, further comprising the step of introducing the catalyst into the well during operation d).
47. Способ по любому из пп. 45 или 46, дополнительно включающий операцию ввода водорода в скважину во время операции d).47. The method according to any one of paragraphs. 45 or 46, further comprising the step of introducing hydrogen into the well during step d).
48. Способ по любому из пп. 45, 46, в котором48. The method according to any one of paragraphs. 45, 46, in which
операции b)-f) последовательно повторены.operations b) -f) are sequentially repeated.
49. Способ извлечения и повышения in situ сортности углеводородов в паре скважин, состоящей из нагнетательной скважины и извлекающей скважины, внутри нефтеносного пласта с тяжелыми углеводородами, причем способ включает следующие операции:49. A method for extracting and improving in situ grade of hydrocarbons in a pair of wells, consisting of an injection well and an extraction well, inside an oil reservoir with heavy hydrocarbons, the method comprising the following operations:
(a) введение выбранного количества горячей нагнетаемой текучей среды, включая тяжелую углеводородную фракцию, включающую любой материал из сланцевой нефти, битуминозной нефти, атмосферного остатка, вакуумного остатка или деасфальтизата или их комбинацию, чтобы способствовать извлечению углеводородов и выполнению in situ повышения сортности;(a) introducing a selected amount of hot injection fluid, including a heavy hydrocarbon fraction, including any material from shale oil, tar oil, atmospheric residue, vacuum residue or deasphalting agent, or a combination thereof, to facilitate hydrocarbon recovery and in situ grade upgrading;
(b) извлечение углеводородов из извлекающей скважины;(b) recovering hydrocarbons from an extraction well;
(c) выполнение процесса разделения в отношении углеводородов, извлеченных из извлекающей скважины, в ходе которого происходит отделение тяжелых и легких фракций для образования любого материала из сланцевой нефти, битуминозной нефти, атмосферного остатка, вакуумного остатка или деасфальтизата или их комбинации;(c) performing a separation process for hydrocarbons recovered from an extraction well during which heavy and light fractions are separated to form any material from shale oil, tar oil, atmospheric residue, vacuum residue or deasphalting agent, or a combination thereof;
(d) повторное введение любого материала из сланцевой нефти, битуминозной нефти, атмосферного остатка, вакуумного остатка или фракции деасфальтизата в скважину в качестве горячей нагнетаемой текучей среды при определенных значениях температуры и давления, для содействию повышения сортности и повторения операций от (а) до (d).(d) re-introducing any material from shale oil, tar oil, atmospheric residue, vacuum residue or deasphalting fluid fraction into the well as a hot pumped fluid at certain temperature and pressure values, to help increase grade and repeat steps (a) to ( d)
50. Способ по п. 49, в котором тяжелый углеводородный нефтеносный пласт содержит битуминозную нефть, и битуминозную нефть извлекают из извлекающей скважины.50. The method of claim 49, wherein the heavy hydrocarbon oil reservoir comprises tar oil, and the tar oil is recovered from the extraction well.
51. Способ по п. 49 или 50, в котором51. The method according to p. 49 or 50, in which
нагнетательная скважина и извлекающая скважина представляют собой пару горизонтальных скважин.the injection well and the extraction well are a pair of horizontal wells.
52. Способ по любому из пп. 49, 50, в котором52. The method according to any one of paragraphs. 49, 50, in which
в операции d) фракция представляет собой фракцию вакуумного остатка.in operation d), the fraction is a fraction of the vacuum residue.
53. Способ по любому из пп. 49, 50, в котором53. The method according to any one of paragraphs. 49, 50, in which
горячая закачиваемая текучая среда содержит понизитель вязкости.hot injected fluid contains a viscosity reducer.
54. Способ по любому из пп. 49, 50, в котором54. The method according to any one of paragraphs. 49, 50, in which
температурой и давлением горячей нагнетаемой текучей среды управляют так, чтобы способствовать реакциям повышения сортности в виде термического крекинга и температуре скважинного зумпфа 320±20°С.the temperature and pressure of the hot pumped fluid is controlled in such a way as to promote thermal cracking grade reactions and a borehole sump temperature of 320 ± 20 ° C.
55. Способ по п. 50, в котором55. The method according to p. 50, in which
температурой и давлением горячих нагнетаемых текучих сред управляют таким образом, чтобы более чем 30% от остаточного тяжелого углеводорода в извлеченной битуминозной нефти было преобразовано в более легкие фракции внутри нефтеносного пласта.the temperature and pressure of the hot injected fluids are controlled so that more than 30% of the residual heavy hydrocarbon in the extracted bituminous oil is converted to lighter fractions within the oil reservoir.
56. Способ по любому из пп. 49, 50, 55, в котором56. The method according to any one of paragraphs. 49, 50, 55, in which
температурой и давлением горячих нагнетаемых текучих сред управляют таким образом, чтобы вязкость извлеченных углеводородов составляла меньше 500 сантипуазов при температуре 25°С.the temperature and pressure of the hot injected fluids are controlled so that the viscosity of the recovered hydrocarbons is less than 500 centipoises at a temperature of 25 ° C.
57. Способ по любому из пп. 49, 50, 55, в котором57. The method according to any one of paragraphs. 49, 50, 55, in which
температурой и давлением горячих нагнетаемых текучих сред управляют таким образом, чтобы извлеченные углеводороды имели вязкость меньше чем 250 сантипуазов при температуре 25°С.the temperature and pressure of the hot pumped fluids are controlled so that the recovered hydrocarbons have a viscosity of less than 250 centipoises at a temperature of 25 ° C.
58. Способ по любому из пп. 49, 50, 55, дополнительно включающий операцию примешивания катализатора в нагнетаемую горячую текучую среду до введения нагнетаемой текучей среды в нагнетательную скважину.58. The method according to any one of paragraphs. 49, 50, 55, further comprising the step of mixing the catalyst into the injected hot fluid prior to introducing the injected fluid into the injection well.
59. Способ по любому из пп. 49, 50, 55, дополнительно включающий операцию примешивания водорода в нагнетаемую горячую текучую среду до введения нагнетаемой горячей текучей среды в нагнетательную скважину.59. The method according to any one of paragraphs. 49, 50, 55, further comprising the step of mixing hydrogen into the injected hot fluid prior to introducing the injected hot fluid into the injection well.
60. Способ по п. 59, в котором60. The method according to p. 59, in which
температурами и давлениями нагнетаемой горячей текучей среды управляют так, чтобы содействовать любой реакции из реакций гидрообработки, гидрокрекинга или парового крекинга или их комбинации.the temperatures and pressures of the injected hot fluid are controlled to facilitate any reaction from hydroprocessing, hydrocracking or steam cracking reactions, or a combination thereof.
61. Способ по п. 59, в котором61. The method according to p. 59, in which
водород смешан с нагнетаемой горячей текучей средой для обеспечения избыточного водорода для проведения реакций гидрообработки и гидрокрекинга.hydrogen is mixed with injected hot fluid to provide excess hydrogen for hydrotreatment and hydrocracking reactions.
62. Способ по любому из пп. 49, 50, 55, 60, 61, в котором62. The method according to any one of paragraphs. 49, 50, 55, 60, 61, in which
водород нагнетают вдоль длины нагнетательной скважины.hydrogen is injected along the length of the injection well.
63. Способ по п. 62, в котором63. The method according to p. 62, in which
примерно 1/3 водорода смешивают с нагнетаемой горячей текучей средой на поверхности и примерно 2/3 нагнетают в нефтеносный пласт вдоль горизонтальной длины извлекающей скважины.about 1/3 of the hydrogen is mixed with the injected hot fluid on the surface and about 2/3 is injected into the oil reservoir along the horizontal length of the extraction well.
64. Способ по п. 59, в котором64. The method according to p. 59, in which
водород нагнетают из извлекающей скважины через по меньшей мере одну обсадную трубу, функционально присоединенную к добывающей скважине.hydrogen is pumped from the extraction well through at least one casing pipe operatively connected to the producing well.
65. Способ по любому из пп. 60, 61, 63, 64, в котором65. The method according to any one of paragraphs. 60, 61, 63, 64, in which
катализатор представляет собой любой катализатор из нанокатализаторов или ультрадиспергированного катализатора или комбинацию таких катализаторов.the catalyst is any catalyst of nanocatalysts or an ultra-dispersed catalyst, or a combination of such catalysts.
66. Способ по п. 65, в котором66. The method according to p. 65, in which
размер средней частицы нанокатализатора меньше 1 микрона.the size of the average nanocatalyst particle is less than 1 micron.
67. Способ по п. 24, в котором67. The method according to p. 24, in which
диаметр средней частицы ультрадисперсного катализатора меньше 120 нм.
the diameter of the middle particle of the ultrafine catalyst is less than 120 nm.