RU2406819C2 - Способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта (варианты) - Google Patents
Способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2406819C2 RU2406819C2 RU2008138383/03A RU2008138383A RU2406819C2 RU 2406819 C2 RU2406819 C2 RU 2406819C2 RU 2008138383/03 A RU2008138383/03 A RU 2008138383/03A RU 2008138383 A RU2008138383 A RU 2008138383A RU 2406819 C2 RU2406819 C2 RU 2406819C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- horizontal section
- well
- horizontal
- injection well
- injection
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 68
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 68
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 54
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims description 20
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 105
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 105
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 60
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 54
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 49
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 48
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 19
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 45
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 41
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 28
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical class CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical class CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 7
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical class CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 235000013844 butane Nutrition 0.000 claims description 5
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical class CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 claims description 4
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 3
- 241000208202 Linaceae Species 0.000 claims description 2
- 235000004431 Linum usitatissimum Nutrition 0.000 claims description 2
- 238000010797 Vapor Assisted Petroleum Extraction Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 46
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 41
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 40
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 28
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 28
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 28
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 20
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 13
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 10
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- CJPQIRJHIZUAQP-MRXNPFEDSA-N benalaxyl-M Chemical compound CC=1C=CC=C(C)C=1N([C@H](C)C(=O)OC)C(=O)CC1=CC=CC=C1 CJPQIRJHIZUAQP-MRXNPFEDSA-N 0.000 description 4
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- -1 more specifically Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 241001566735 Archon Species 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000009841 combustion method Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N h2o hydrate Chemical compound O.O JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000346 nonvolatile oil Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/243—Combustion in situ
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
- E21B43/168—Injecting a gaseous medium
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Respiratory Apparatuses And Protective Means (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к вариантам способа извлечения нефти из подземного пласта с помощью процесса возбуждения внутрипластового горения «от носка к пятке». Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ включает: обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газа-окислителя в подземный пласт; обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка; закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно продвигаются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды поступают в горизонтальный участок; обеспечение насосно-компрессорной трубы в добывающей скважине, внутри указанной вертикальной секции и хотя бы части горизонтального участка для добывающей скважины вблизи фронта горения, возникающего на расстоянии по горизонтали вдоль горизонтального участка добывающей скважины; закачку углеводородного конденсата в насосно-компрессорную трубу таким образом, что конденсат перемещается близко к конечной точке горизонтального участка по насосно-компрессорной трубе; извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке. 5 н. и 15 з.п. ф-лы, 4 табл., 3 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Изобретение относится к способу добычи нефти из подземного нефтеносного пласта с улучшенной производительностью на основе процесса возбуждения внутрипластового горения «от носка к пятке» с применением горизонтальной нефтяной скважины, как описано в Патентах США №№5626191 и 6412557. Более конкретно, оно относится к процессу внутрипластового горения нефти, при котором в конечную точку («носок») вертикально-горизонтальной пары скважин, приспособленных для процесса внутрипластового горения, закачивают разбавитель, более конкретно, углеводородный конденсат.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Патенты США 5626191 и 6412557, включенные в описание в качестве ссылки, раскрывают процесс внутрипластового горения, предназначенный для добычи нефти из подземного пласта (100) с применением нагнетательной скважины (102), расположенной в относительно высокой точке нефтяного пласта (100), и добывающей скважины (103-106), заканчивающейся в относительно низкой точке пласта (100). Добывающая скважина имеет горизонтальный участок (107), обычно ориентированный перпендикулярно обычно линейному вертикальному фронту горения, распространяющемуся из нагнетательной скважины (102) в боковом направлении. Горизонтальный участок (107) расположен на пути распространяющегося фронта горения. Воздух либо другой газ-окислитель, например обогащенный кислородом воздух, закачивают в скважины 102, которые могут представлять собой вертикальные скважины, горизонтальные скважины либо сочетание таких скважин.
Способ, раскрытый в патенте США 5626191, назван THAI™, что является аббревиатурой словосочетания «toe-to-heel air injection» («нагнетание воздуха от носка к пятке»), а метод по патенту США 6412557 носит название Capri™, владельцами товарного знака являются компании Archon Technologies Ltd., дочерняя компания Petrobank Energy и компания Resources Ltd., Калгари, Альберта, Канада.
Существует потребность в способе или способах повышения производительности при добыче нефти из подземного пласта методом внутрипластового горения «от носка к пятке» с применением горизонтальной добывающей скважины.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Изобретение относится к закачке разбавителя в форме углеводородного конденсата по насосно-компрессорной трубе в конечную точку (носок) в процессе внутрипластового горения «от носка к пятке» с применением горизонтальной добывающей скважины, что повышает продуктивность скважины и приводит к продолжительному экономическому эффекту по сравнению с процессами THAI и CAPRI, применяемыми в настоящее время.
Углеводородный конденсат обычно представляет собой жидкую углеводородную фазу с низкой плотностью и высокой величиной плотности в градусах API, которая обычно добывается вместе с природным газом. Ее существование в жидкой фазе определяется пластовыми температурой и давлением, которые позволяют конденсацию жидкости из газовой фазы.
Добыча конденсата из пласта может быть затруднена вследствие чувствительности конденсата к давлению в некоторых случаях. В частности, в процессе добычи имеется риск превращения конденсата из газа в жидкость, если пластовое давление (и, следовательно, температура) опускается в ходе добычи ниже точки росы. Пластовое давление (и, следовательно, температуру) можно поддерживать на постоянном уровне путем закачки жидкости в случае, если добыча газа более предпочтительна, чем добыча жидкости. Газ, выходящий из скважины в смеси с конденсатом, называется жирным. Плотность конденсата в градусах API обычно варьирует от 50 до 120 градусов.
Положительный эффект от закачки углеводородного конденсата с высокой плотностью в градусах API (более 40) в насосно-компрессорную трубу в способах извлечения углеводородов THAI™ и CAPRI™ состоит в том, что при этом уже не требуется парогенератор или установка для очистки воды, которые обычно нужны при осуществлении методов извлечения углеводородов THAI™ и CAPRI™. Это приводит к значительному сокращению расходов, причем не только за счет устранения затрат на необходимый отвод части добытых углеводородов для получения перегретого пара, но также за счет наличия оборудования для производства пара и для ограничения выбросов в окружающую среду. Технологические издержки не увеличиваются, так как разбавитель в жидком виде приобретается в любом случае, и в способах, известных из уровня техники и включающих способы THAI и CAPRI, он обычно смешивается на поверхности с извлеченными из скважины углеводородами с целью более эффективного перекачивания углеводородов в складские резервуары или на НПЗ.
Разбавитель растворяется в жидкой нефти в горизонтальном стволе скважины и снижает ее вязкость, что приводит к уменьшению перепада давления в горизонтальной скважине. При этом снижается также плотность нефти, что способствует ее подъему на поверхность по механизму газлифта.
Добавление разбавителя в виде углеводородного конденсата, предпочтительно жидкости, по насосно-компрессорной трубе в конечную точку горизонтальной добывающей скважины в ходе извлечения углеводородов с помощью процесса внутрипластового горения «от носка к пятке» может осуществляться в сочетании со способом закачки водяного пара, воды либо газа-окислителя, раскрытым в заявке на патент №60/577,779, поданной 7 июня 2004 г. и/или в международной заявке РСТ/СА 2005/000883, поданной 6 июня 2005 г., каждая из которых включена в данный документ в качестве ссылки.
В соответствии с одним из вариантов осуществления способа данного изобретения оно представляет собой способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий:
(a) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газа-окислителя в подземный пласт;
(b) обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка;
(c) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно распространяются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды стекают в горизонтальный участок;
(d) обеспечение насосно-компрессорной трубы в добывающей скважине внутри указанной вертикальной секции и хотя бы части горизонтального участка для нагнетания углеводородного конденсата в горизонтальный участок добывающей скважины вблизи фронта горения, возникающего на расстоянии по горизонтали вдоль горизонтального участка добывающей скважины;
(e) закачку углеводородного конденсата в насосно-компрессорную трубу таким образом, что конденсат перемещается близко к конечной точке горизонтального участка по насосно-компрессорной трубе; и
(f) извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке.
В еще одном варианте осуществления данное изобретение представляет собой способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий следующие шаги:
(a) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
(b) приспособление по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки пара, неокисляющего газа или воды, которая затем нагревается, превращаясь в пар, в нижнюю часть подземного пласта;
(c) обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка - на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка;
(d) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно распространяются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды стекают в горизонтальный участок;
(e) закачку углеводородного конденсата-разбавителя в нагнетательную скважину и
(f) извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке.
В еще одном варианте осуществления данное изобретение представляет собой способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий следующие шаги:
(a) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
(b) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для подачи углеводородного конденсата в нижнюю часть подземного пласта;
(c) обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине для закачки газа окислителя, чем начальная точка;
(d) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно распространяются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды стекают в горизонтальный участок;
(e) закачку углеводородного конденсата в еще одну нагнетательную скважину и насосно-компрессорную трубу и
(f) извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке. В еще одном варианте данное изобретение представляет собой способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий следующие шаги:
(a) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
(b) приспособление по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки пара, неокисляющего газа или воды, которая затем нагревается, превращаясь в пар, в нижнюю часть подземного пласта;
(c) обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка;
(d) обеспечение насосно-компрессорной трубы в добывающей скважине, внутри вертикального участка и хотя бы части горизонтального участка для нагнетания углеводородного конденсата в горизонтальный участок добывающей скважины;
(e) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно продвигаются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды поступают в горизонтальный участок;
(f) закачку углеводородного конденсата в нагнетательную скважину и насосно-компрессорную трубу и
(g) извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке.
В еще одном варианте данное изобретение представляет собой способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий следующие шаги:
(а) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
(b) обеспечение по крайней мере еще одной нагнетательной скважины для закачки водяного пара, неокисляющего газа или воды, которая затем нагревается, превращаясь в пар, в нижнюю часть подземного пласта;
(c) обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальный участок продолжен к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка:
(d) обеспечение насосно-компрессорной трубы в добывающей скважине внутри вертикального участка и хотя бы части горизонтального участка для нагнетания углеводородного конденсата в горизонтальный участок добывающей скважины;
(e) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно продвигаются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды поступают в горизонтальный участок;
(f) закачку углеводородного конденсата в еще одну нагнетательную скважину и насосно-компрессорную трубу и
(g) извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке.
Предусмотренный углеводородный конденсат предпочтительно представляет собой конденсат, выбранный из группы, включающей этан, бутаны, пентаны, гептаны, гексаны, октаны и высшие углеводороды либо их смеси, он может представлять собой продукт экстракции паром VAPEX.
Нагнетательная скважина может быть вертикальной, наклонной или горизонтальной скважиной.
Стадия закачки универсального конденсата предполагает его закачку непрерывно или периодически при температуре и давлении, при которых конденсат существует в виде жидкости или газа. Его можно закачивать в сочетании со средой, выбранной из группы сред, включающей водяной пар, воду, неокисляющий газ либо их смесь.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Фиг.1 представляет собой схему процесса внутрипластового горения THAI™ со следующими обозначениями:
пункт А - верхний уровень пласта, содержащего тяжелую нефть или битум, а В представляет собой нижний уровень такого пласта/породы-коллектора. С - вертикальная скважина, D показывает место закачки газа-окислителя, например, воздуха.
Е - общее расположение места ввода водяного пара или неокисляющего газа в пласт. Это входит в предмет данного изобретения.
F - частично перфорированная обсадная колонна горизонтальной скважины. Флюиды попадают в колонну и обычно поднимаются на поверхность под действием естественного газлифта через другую насосно-компрессорную трубу, расположенную у начальной точки горизонтальной скважины (не показана).
G - насосно-компрессорная труба, расположенная внутри горизонтального участка. Открытый конец насосно-компрессорной трубы может находиться вблизи конца обсадной трубы, как показано, либо в другом месте. Насосно-компрессорная труба может представлять собой гибкую НКТ, которую можно легко перемещать внутри обсадной трубы. Это входит в предмет данного изобретения.
Элементы Е и G являются элементами данного изобретения, закачка водяного пара или неокисляющего газа может осуществляться в точке Е и/или G. Е может принадлежать отдельной скважине либо может принадлежать той же скважине, в которую закачивается газ-окислитель. Данные нагнетательные скважины могут быть вертикальными, наклонными или горизонтальными либо иными, каждая из них может обслуживать несколько горизонтальных скважин.
Например, при использовании массива параллельных горизонтальных участков, как описано в патенте США 5626191 и 6412557, пар, воду или неокисляющий газ можно закачивать в любой точке между горизонтальными участками в непосредственной близости от конечных точек горизонтальных участков.
Фиг.2 - схематическая диаграмма модельного пласта, выполненная без соблюдения масштаба. Показан только «элемент симметрии». Полное расстояние между горизонтальными участками составляет 50 м, но для компьютерной программы STARS™ достаточно определить только половину продуктивного пласта, что экономит компьютерное время. Общие размеры элемента симметрии составляют:
длина А-Е - 250 м; ширина A-F - 25 м; высота F-G - 20 м.
Положения скважин приведены ниже:
Нагнетательная скважина для газа-окислителя J располагается у В в первой ячейке сетки на расстоянии 50 метров (А-В) от угла А. Конечная точка горизонтальной скважины K находится в первой ячейке между точками А и F на расстоянии 15 м (В-С) по длине пласта от нагнетательной скважины J. Начальная точка горизонтальной скважины K находится у D на расстоянии 50 м от угла пласта Е. Горизонтальный участок горизонтальной скважины K составляет в длину 135 м (C-D) и расположен на 2.5 м выше подошвы пласта (А-Е) в третьей ячейке сетки.
Нагнетательная скважина J перфорирована в двух местах. Перфорация в точке Н предназначена для закачки газа-окислителя, а в точке I - для закачки водяного пара или неокисляющего газа. Горизонтальный участок (C-D) перфорирован на 50%, насосно-компрессорная труба в нем имеет открытый конец вблизи его конечной точки (не показано, см. Фиг.1).
Фиг.3 - график зависимости дебита нефти от скорости поступления СО2 из скважины, чертеж иллюстрирует пример 7, приведенный ниже.
ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНОГО ВАРИАНТА ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Реализация метода THAI™ описана в патентах США 5626191 и 6412557 и кратко рассматривается ниже. Газ-окислитель, обычно воздух, кислород либо воздух, обогащенный кислородом, закачивают в верхнюю часть пласта. Отложившийся ранее кокс потребляет кислород, вследствие чего с нефтью перед зоной кокса контактируют газы, не содержащие кислорода. Температура газообразных продуктов горения составляет обычно 600°С, но может достигать и 1000°С в случае высокотемпературного окисления горючего кокса. В зоне подвижной нефти (ЗПН) эти горячие газы и водяной пар нагревают нефть до температуры выше 400°С с частичным крекингом и переходом некоторых компонентов в парообразное состояние, что в целом сильно снижает вязкость. Наиболее тяжелые компоненты нефти, такие как асфальтены, остаются в породе. Позднее, когда туда придет фронт горения, они будут выполнять роль горючего кокса. В ЗПН газы и нефть стекают вниз в горизонтальную скважину под действием силы тяжести и падения давления в скважине. Зона кокса и ЗПН перемещаются в боковом направлении - от конечной точки к начальной точке горизонтальной скважины. Область за фронтом горения обозначается как сгоревшая зона. Перед ЗПН находится холодная нефть.
С продвижением фронта горения сгоревшая зона пласта обедняется жидкостями (нефть, вода) и заполняется газом-окислителем. Для части горизонтальной скважины напротив сгоревшей зоны существует риск попадания кислорода, что приведет к горению нефти в стволе скважины, развитию там чрезвычайно высоких температур, что может повредить стальную обсадную колонну и особенно сетчатые фильтры, которые пропускают в скважину флюиды, но задерживают песок. При повреждении сетчатых фильтров песок из рыхлого пласта будет попадать в ствол скважины, что приведет к необходимости закрытия скважины для очистки и установки цементных пробок. Данная операция весьма трудоемка и рискованна, так как в стволе скважины могут содержаться нефть и кислород во взрывоопасной концентрации.
Для количественного расчета эффекта от закачки жидкости в горизонтальный ствол скважины проведено компьютерное численное моделирование процесса. Водяной пар закачивали с различной скоростью в горизонтальную скважину двумя методами: 1. по насосно-компрессорной трубе, расположенной внутри горизонтальной скважины, и 2. по отдельной скважине, доходящей почти до подошвы пласта вблизи конечной точки горизонтальной скважины. Оба указанных метода снижали риск попадания кислорода в ствол скважины, а также неожиданно привели к другим положительным результатам - повышению коэффициента нефтеотдачи и уменьшению отложений кокса в стволе скважины. В результате появилась возможность повысить скорость подачи газа-окислителя, сохранив при этом техническую безопасность процесса.
Было обнаружено, что оба метода подачи пара в пласт обеспечивают преимущества в отношении безопасности процесса THAI™, снижая вероятность попадания кислорода в горизонтальный ствол скважины. Это также позволяет повысить скорость закачки газа-окислителя в пласт и повышает нефтеотдачу.
Для оценки последствий снижения давления в горизонтальном стволе скважины при нагнетании пара или неокисляющего газа проведено обширное компьютерное моделирование процесса THAI™ с помощью пакета программ для моделирования внутрипластового горения STARS™, предоставленного Группой компьютерного моделирования, Калгари, Альберта, Канада.
Табл. 4. Параметры моделирования
Моделирующая программа: STARS™ 2003.13, группа компьютерного моделирования
Размер модели:
Длина 250 м, сетка 100 ячеек
Ширина 25 м, сетка 20 ячеек
Высота 20 м, сетка 20 ячеек
Размер ячейки: 25 м × 2.5 м × 1.0 м (длина-ширина-высота).
Горизонтальная добывающая скважина:
Отдельно расположенная скважина с горизонтальным участком длиной 135 м, проходящим от ячейки 26,1,3 до ячейки 80,1,3. Конечная точка находится на расстоянии 15 м от вертикальной скважины для закачки воздуха.
Вертикальная нагнетающая скважина:
Точки ввода газа-окислителя (воздуха): 20,1,1:4 (4 верхних ячейки)
Скорость закачки газа-окислителя: 65000 м3/сут, 85000 м3/сут или 100000 м3/сут Точки вода пара: 20,1,19:20 (две нижних ячейки)
Характеристики породы/флюидов:
Компоненты: вода, битум, более легкий компонент, метан, СO2, СО/ N2, кислород, кокс
Гетерогенность: однородный песок
Проницаемость. 6.7 Д (n), 3.4 Д (v)
Пористость: 33%
Насыщение: битум 80%, вода 20%, мольная доля газа 0.114
Вязкость битума: 340000 сП при 10°С
Средняя молекулярная масса битума: 550 а.е.м.
Вязкость более легкого компонента: 664 сП при 10°С.
Средняя молекулярная масса более легкого компонента: 330 а.е.м.
Физические условия:
Температура в пласте: 20°С
Исходное давление в пласте: 2600 кПа.
Давление на забое: 4000 кПа.
Реакции:
1. 1.0 битум → 0.42 более легкий компонент + 1.3375 СН4 + 20 кокс
2. 1.0 битум + 16 O2^0.05 → 12.5 вода + 5.0 СН4+9.5 CO2 + 0.5 CO/N2 + 15 кокс
3. 1.0 кокс + 1.225 O2 → 0.5 вода + 0.95 CO2 + 0.05 CO/N2
ПРИМЕРЫ
Пример 1
В табл.1а приведены результаты моделирования при скорости закачки воздуха 65000 м3/сут (при стандартной температуре и давлении) в вертикальную нагнетательную скважину (Е на Фиг.1). Случай нулевого количества пара, закачанного в подошву пласта в точке I в скважину J, не входит в предмет настоящего изобретения. При расходе воздуха 65000 м3/сут кислород не попадает в горизонтальный ствол скважины даже при отсутствии подачи пара, и максимальная температура в стволе не превышает величины 425°С.
Однако, как можно видеть из приведенных ниже данных, закачка небольшого количества пара 5 и 10 м3/сут (объем эквивалентного количества воды) в точку, расположенную внизу пласта (Е на Фиг.1), обеспечивает значительное повышение коэффициента нефтеотдачи вопреки интуитивным ожиданиям. Для случая, когда закачиваемой средой является водяной пар, приведены объемы воды, эквивалентные данному количеству пара, так как иным образом сложно определить объем пара, поскольку он зависит от давления в пласте, в который пар закачивается. Разумеется, если в пласт закачивают воду, которая превращается в пар в процессе продвижения к пласту, то количество генерируемого пара равно приведенному ниже эквивалентному количеству воды, объем пара имеет порядок 1000х (в зависимости от давления) по отношению к объему воды.
Табл. 1а | |||||
РАСХОД ВОЗДУХА 65000 м3/сут. Закачка пара в основание пласта | |||||
скорость подачи пара м3/сут | макс.температура в скважине | макс.кол-во кокса в стволе скважины | макс.кол-во кислорода в стволе скважины | коэффициент извлечения битума | средний дебит нефти |
(экв. кол-во воды) | °С | % | % | % начальных запасов | м3/сут |
0 | 410 | 90 | 0 | 35.1 | 28.3 |
5 | 407 | 79 | 0 | 38.0 | 29.0 |
10 | 380 | 76 | 0 | 43.1 | 29.8 |
* Не входит в предмет данного изобретения. |
Пример 2
В табл.1b приведены результаты закачки пара в горизонтальную скважину по внутрискважинной насосно-компрессорной трубе G, расположенной недалеко от конечной точки, при одновременной закачке воздуха со скоростью 65000 м3/сут (при стандартных температуре и давлении) в верхнюю часть пласта. Максимальная температура в стволе скважины снизилась пропорционально количеству закачанного пара, а коэффициент нефтеотдачи повысился по сравнению с базовым вариантом нулевого количества пара. Помимо этого с увеличением количества закачанного пара снижается максимальная объемная доля отложений кокса в стволе скважины. Это также положительный эффект, так как при этом снижается перепад давления в стволе скважины, что облегчает протекание флюидов по сравнению с вариантом без закачки пара у конечной точки горизонтальной скважины.
Табл. 1b | |||||
РАСХОД ВОЗДУХА 65000 м3/сут. Закачка пара по насосно-компрессорной трубе | |||||
скорость подачи пара м3/сут | макс.температура в скважине | макс.кол-во кокса в стволе скважины | макс.кол-во кислорода в стволе скважины | коэффициент извлечения битума | средний дебит нефти |
(экв. кол-во воды) | °С | % | % | % начальных запасов | м3/сут |
0 | 410 | 90 | 0 | 35.1 | 28.6 |
5 | 366 | 80 | 0 | 43.4 | 30.0 |
10 | 360 | 45 | 0 | 43.4 | 29.8 |
* Не входит в предмет данного изобретения. |
Пример 3
В данном примере скорость закачки воздуха была повышена до 85000 м3/сут (при стандартных температуре и давлении), что привело к прорыву кислорода, как показано в табл.2а. Для базового варианта нулевого количества пара в скважине обнаружено 8.8% кислорода. Максимальная температура в стволе достигла 1074°С, а вследствие отложения кокса проницаемость ствола скважины уменьшилась на 97%. При одновременной закачке 12 м3/сут (эквивалентное количество воды) пара в основание пласта через вертикальную нагнетательную скважину С (см. Фиг.1) был достигнут превосходный результат: отсутствие прорыва кислорода, приемлемое количество кокса и высокая нефтеотдача.
Табл. 2а | |||||
РАСХОД ВОЗДУХА 85000 м3/сут. Закачка пара в основание пласта* | |||||
скорость подачи пара м3/сут | макс.температура в скважине | макс.кол-во кокса в стволе скважины | макс.кол-во кислорода в стволе скважины | коэффициент извлечения битума | средний дебит нефти |
(экв. кол-во воды) | °С | % | % | % начальных запасов | м3/сут |
0 | 1074 | 97 | 8.8 | ||
5 | 518 | 80 | 0 | ||
12 | 414 | 43 | 0 | 36.1 | 33.4 |
* Не входит в предмет данного изобретения. |
Пример 4
В табл.2b показана эффективность горения при подаче 85000 м3/сут воздуха (при стандартных температуре и давлении) и одновременной закачке пара в ствол скважины по внутрискважинной насосно-компрессорной трубе G (см. Фиг.1). Снова потребовалось 10 м3/сут пара (объем эквивалентного количества воды) для предотвращения прорыва кислорода и приемлемой максимальной температуры в стволе скважины.
Табл. 2b | |||||
РАСХОД ВОЗДУХА 85000 м3/сут. Закачка пара по насосно-компрессорной трубе | |||||
скорость подачи пара м3/сут | макс.температура в скважине | макс.кол-во кокса в стволе скважины | макс.кол-во кислорода в стволе скважины | коэффициент извлечения битума | средний дебит нефти |
(води. эквивалент) | °С | % | % | % начальных запасов | м3/сут |
0 | 1074 | 100 | 8.8 | ||
5 | 500 | 96 | 1.8 | ||
10 | 407 | 45 | 0 | 37.3 | 33.2 |
* Не входит в предмет данного изобретения. |
Пример 5
Для дальнейшей проверки влияния высокой скорости подачи воздуха проведено несколько опытов при скорости подачи воздуха 100000 м3/сут. Результаты, приведенные в табл.3а, показывают, что при одновременной закачке пара в основание пласта (т.е. в положении В-Е в вертикальной скважине С, см. Фиг.1) требуется 20 м3/сут (эквивалентное количество воды) пара для прекращения прорыва кислорода в горизонтальный участок ствола в отличие от всего 10 м3/сут пара (эквивалентное количество воды), которое требуется при скорости закачки воздуха 85000 м3/сут.
Табл. 3а | |||||
РАСХОД ВОЗДУХА 100000 м3/сут. Закачка пара в основание пласта | |||||
скорость подачи пара м3/сут | макс.температура в скважине | макс.кол-во кокса в стволе скважины | макс.кол-во кислорода в стволе скважины | коэффициент извлечения битума | средний дебит нефти |
(водн. эквивалент) | °С | % | % | % начальных запасов | м3/сут |
0 | 1398 | 100 | 10.4 | ||
5 | 1151 | 100 | 7.2 | ||
10 | 1071 | 100 | 6.0 | ||
20 | 425 | 78 | 0 | 34.5 | 35.6 |
* Не входит в предмет данного изобретения. |
Пример 6
В табл.3b показано воздействие закачки пара в скважину по насосно-компрессорной трубе G (см. Фиг.1) при подаче в пласт 100000 м3/сут воздуха. Как и при закачке пара в основание пласта, для предотвращения попадания кислорода в горизонтальный участок ствола требуется 20 м3/сут пара (эквивалентное количество воды).
Табл. 3b | |||||
РАСХОД ВОЗДУХА 100000 м3/сут. Закачка пара по насосно-компрессорной трубе | |||||
скорость подачи пара м3/сут | макс.температура в скважине | макс.кол-во кокса в стволе скважины | макс.кол-во кислорода в стволе скважины | коэффициент извлечения битума | средний дебит нефти |
(води. эквивалент) | °С | % | % | % начальных запасов | м3/сут |
*0 | 1398 | 100 | 10.4 | ||
5 | 997 | 100 | 6.0 | ||
10 | 745 | 100 | 3.8 | ||
20 | 425 | 38 | 0 | 33.9 | 35.6 |
Пример 7
Ниже в табл.4 приведены сравнительные данные для вариантов закачки кислорода и различных сочетаний неокисляющих газов - азота и углекислого газа - через отдельную вертикальную нагнетательную скважину в сочетании с горизонтальной добывающей скважиной процесса THAI™, через которую осуществляется добыча нефти. Данные получены с помощью пакета программ для моделирования внутрипластового горения STARS™, предоставленного Группой компьютерного моделирования, Калгари, Альберта, Канада. В данном примере использована та же компьютерная модель, что и в шести предыдущих примерах, с той только разницей, что моделируемый пласт имел ширину 100 м и длину 500 м. Во всех опытах пар поступал со скоростью 10 м3/сут по насосно-компрессорной трубе, находящейся в горизонтальном участке добывающей скважины.
Как видно при сравнении опытов №1 и 2 в табл.4, при снижении количеств кислорода и инертного газа на 50% (см. опыт №2) нефтеотдача тем не менее остается такой же, как в опыте №1, при условии, что инертный газ представляет собой СO2. Таким образом, затраты на сжатие газа в опыте №2 снижены вдвое, при этом темп добычи нефти повысился.
Как можно также видеть из табл.4, в опыте №1, где в нагнетательную скважину закачивали 17.85 мол.% кислорода и 67.15% азота, дебит нефти оценивается величиной 41 м3/сут. Для сравнения то же количество кислорода - 17.85 мол.% - в сочетании с 67.15 мол.% углекислого газа (см. опыт №4) приводит к повышению дебита нефти в 3.3 раза (136 м3/сут).
Далее, из табл.4 видно, что закачка равных количеств кислорода и CO2 (см. опыт 6) при сохранении общего объема газа 85000 м3/сут (опыт. №6) привела к повышению нефтеотдачи в 2.7 раз.
Опыт №7 показывает положительный эффект от добавки CO2 к воздуху для закачивания в скважину. По сравнению с опытом №1 нефтеотдача повысилась в 1.7 раз без повышения затрат на сжатие. Преимущество данного варианта в том, что не требуется оборудование для отделения кислорода.
Обращаясь к Фиг.3, представляющему собой график зависимости дебита нефти от скорости поступления СО2 из скважины (иллюстрация к приведенному выше примеру 7), можно видеть, что между этими параметрами для процесса внутрипластового горения наблюдается сильная корреляция. Темп поступления СО2 из скважины определяется двумя источниками СО2: количеством СО2, закачанным в пласт, и количеством СО2, образовавшимся в пласте в результате сгорания кокса, таким образом, имеется синергизм между нагнетанием СО2 и внутрипластовым горением даже в случае пластов с неподвижной нефтью, как в обсуждаемом случае.
ВЫВОДЫ
Для фиксированного количества закачиваемого пара среднесуточный дебит нефти повышается с увеличением скорости закачки воздуха. Этот результат не является неожиданным, так как повышается объем вытесняющего флюида. Однако удивительно, что суммарная нефтеотдача понижается при повышении скорости подачи воздуха. Это происходит в период подачи воздуха (время, за которое фронт горения достигает начальной точки горизонтальной скважины). Более того, при закачке углекислого газа в вертикальную скважину и/или горизонтальную добывающую скважину можно ожидать повышения дебита нефти.
Хотя описание изобретения иллюстрирует предпочтительные варианты его осуществления, следует иметь в виду, что изобретение не ограничивается данными вариантами осуществления. Специалисты в данной области могут представить себе много других вариантов и модификаций. Для раскрытия изобретения следует руководствоваться формулой изобретения.
Claims (20)
1. Способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий:
(a) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газа-окислителя в подземный пласт;
(b) обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка;
(c) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно продвигаются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды поступают в горизонтальный участок;
(d) обеспечение насосно-компрессорной трубы в добывающей скважине, внутри указанной вертикальной секции и хотя бы части горизонтального участка для нагнетания углеводородного конденсата в горизонтальный участок добывающей скважины вблизи фронта горения, возникающего на расстоянии по горизонтали вдоль горизонтального участка добывающей скважины;
(e) закачку углеводородного конденсата в насосно-компрессорную трубу таким образом, что конденсат перемещается близко к конечной точке горизонтального участка по насосно-компрессорной трубе; и
(f) извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке.
(a) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газа-окислителя в подземный пласт;
(b) обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка;
(c) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно продвигаются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды поступают в горизонтальный участок;
(d) обеспечение насосно-компрессорной трубы в добывающей скважине, внутри указанной вертикальной секции и хотя бы части горизонтального участка для нагнетания углеводородного конденсата в горизонтальный участок добывающей скважины вблизи фронта горения, возникающего на расстоянии по горизонтали вдоль горизонтального участка добывающей скважины;
(e) закачку углеводородного конденсата в насосно-компрессорную трубу таким образом, что конденсат перемещается близко к конечной точке горизонтального участка по насосно-компрессорной трубе; и
(f) извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке.
2. Способ по. п.1, отличающийся тем, что углеводородный конденсат представляет собой конденсат, выбранный из группы, включающей этан, бутаны, пентаны, гептаны, гексаны, октаны и высшие углеводороды или их смеси.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что углеводородный конденсат представляет собой продукт экстракции паром VAPEX.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагнетательная скважина является вертикальной, наклонной или горизонтальной скважиной.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадия закачки углеводородного конденсата дополнительно служит для повышения давления в горизонтальной скважине до величины, которая позволяет нагнетание указанной среды в подземный пласт.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадия закачки углеводородного конденсата предполагает его закачку при температуре и давлении, при которых конденсат существует в виде жидкости.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадия закачки углеводородного конденсата предполагает закачку конденсата при температуре и давлении, при которых конденсат существует в виде газа.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что углеводородный конденсат закачивают в насосно-компрессорную трубу в сочетании со средой, выбранной из группы сред, включающей водяной пар, воду, неокисляющий газ либо их смесь.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что открытый конец насосно-компрессорной трубы расположен вблизи от конечной точки горизонтального участка, что позволяет подавать конденсат в конечную точку.
10. Способ по п.1 или 9, отличающийся тем, что насосно-компрессорная труба частично вытянута или ее расположение иным образом изменено с целью изменения точки закачки конденсата вдоль горизонтального участка.
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что конденсат закачивают непрерывно или периодически.
12. Способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий:
(a) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
(b) приспособление по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки пара, неокисляющего газа или воды, которую затем нагревают, превращая в пар, в нижнюю часть подземного пласта;
(c) обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка;
(d) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно продвигаются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды поступают в горизонтальный участок;
(e) закачку углеводородного конденсата в нагнетательную скважину и
(f) извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке.
(a) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
(b) приспособление по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки пара, неокисляющего газа или воды, которую затем нагревают, превращая в пар, в нижнюю часть подземного пласта;
(c) обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка;
(d) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно продвигаются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды поступают в горизонтальный участок;
(e) закачку углеводородного конденсата в нагнетательную скважину и
(f) извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке.
13. Способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий:
(a) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
(b) обеспечение по крайней мере еще одной нагнетательной скважины для закачки углеводородного конденсата в нижнюю часть подземного пласта;
(c) обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине для закачки газа окислителя, чем начальная точка;
(d) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно продвигаются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды поступают в горизонтальный участок;
(e) закачку углеводородного конденсата в еще одну нагнетательную скважину и
(f) извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке.
(a) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
(b) обеспечение по крайней мере еще одной нагнетательной скважины для закачки углеводородного конденсата в нижнюю часть подземного пласта;
(c) обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине для закачки газа окислителя, чем начальная точка;
(d) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно продвигаются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды поступают в горизонтальный участок;
(e) закачку углеводородного конденсата в еще одну нагнетательную скважину и
(f) извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке.
14. Способ по п.12 или 13, отличающийся тем, что углеводородный конденсат представляет собой конденсат, выбранный из группы, включающей этан, бутаны, пентаны, гептаны, гексаны, октаны и высшие углеводороды или их смеси.
15. Способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий:
(a) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
(b) приспособление по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки пара, неокисляющего газа или воды, которую затем нагревают, превращая в пар, в нижнюю часть подземного пласта;
(c) обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка;
(d) обеспечение насосно-компрессорной трубы в добывающей скважине, внутри вертикального участка и хотя бы части горизонтального участка для нагнетания углеводородного конденсата в горизонтальный участок добывающей скважины;
(e) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно продвигаются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды поступают в горизонтальный участок;
(f) закачку углеводородного конденсата в нагнетательную скважину и насосно-компрессорную трубу и
(g) извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке.
(a) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
(b) приспособление по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки пара, неокисляющего газа или воды, которую затем нагревают, превращая в пар, в нижнюю часть подземного пласта;
(c) обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка;
(d) обеспечение насосно-компрессорной трубы в добывающей скважине, внутри вертикального участка и хотя бы части горизонтального участка для нагнетания углеводородного конденсата в горизонтальный участок добывающей скважины;
(e) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно продвигаются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды поступают в горизонтальный участок;
(f) закачку углеводородного конденсата в нагнетательную скважину и насосно-компрессорную трубу и
(g) извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке.
16. Способ по п.15, отличающийся тем, что углеводородный конденсат представляет собой конденсат, выбранный из группы, включающей этан, бутаны, пентаны, гептаны, гексаны, октаны и высшие углеводороды или их смеси.
17. Способ по п.15, отличающийся тем, что нагнетательная скважина является вертикальной, наклонной или горизонтальной скважиной.
18. Способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий:
(a) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
(b) обеспечение по крайней мере еще одной нагнетательной скважины для закачки водяного пара, неокисляющего газа или воды, которую затем нагревают, превращая в пар, в нижнюю часть подземного пласта;
(c) обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальный участок продолжен к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка:
(d) обеспечение насосно-компрессорной трубы в добывающей скважине, внутри вертикального участка и хотя бы части горизонтального участка для нагнетания углеводородного конденсата в горизонтальный участок добывающей скважины;
(e) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно продвигаются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды поступают в горизонтальный участок;
(f) закачку углеводородного конденсата в еще одну нагнетательную скважину и насосно-компрессорную трубу и
(g) извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке.
(a) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
(b) обеспечение по крайней мере еще одной нагнетательной скважины для закачки водяного пара, неокисляющего газа или воды, которую затем нагревают, превращая в пар, в нижнюю часть подземного пласта;
(c) обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальный участок продолжен к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка:
(d) обеспечение насосно-компрессорной трубы в добывающей скважине, внутри вертикального участка и хотя бы части горизонтального участка для нагнетания углеводородного конденсата в горизонтальный участок добывающей скважины;
(e) закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно продвигаются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды поступают в горизонтальный участок;
(f) закачку углеводородного конденсата в еще одну нагнетательную скважину и насосно-компрессорную трубу и
(g) извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке.
19. Способ по п.18, отличающийся тем, что углеводородный конденсат представляет собой конденсат, выбранный из группы, включающей этан, бутаны, пентаны, гептаны, гексаны, октаны и высшие углеводороды или их смеси.
20. Способ по п.18, отличающийся тем, что нагнетательная скважина является вертикальной, наклонной или горизонтальной скважиной.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US77775206P | 2006-02-27 | 2006-02-27 | |
US60/777,752 | 2006-02-27 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2008138383A RU2008138383A (ru) | 2010-04-10 |
RU2406819C2 true RU2406819C2 (ru) | 2010-12-20 |
Family
ID=38436907
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008138383/03A RU2406819C2 (ru) | 2006-02-27 | 2007-02-27 | Способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта (варианты) |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7984759B2 (ru) |
CN (1) | CN101427006B (ru) |
CA (1) | CA2643739C (ru) |
CO (1) | CO6440560A2 (ru) |
EC (1) | ECSP088780A (ru) |
EG (1) | EG25806A (ru) |
GB (3) | GB2478237B (ru) |
MX (1) | MX2008010951A (ru) |
NO (1) | NO20084084L (ru) |
RU (1) | RU2406819C2 (ru) |
TR (1) | TR200809049T1 (ru) |
WO (1) | WO2007095764A1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2515662C1 (ru) * | 2013-05-20 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
RU2570865C1 (ru) * | 2014-08-21 | 2015-12-10 | Евгений Николаевич Александров | Система для повышения эффективности эрлифта при откачке из недр пластового флюида |
Families Citing this family (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8167036B2 (en) * | 2006-01-03 | 2012-05-01 | Precision Combustion, Inc. | Method for in-situ combustion of in-place oils |
CN101427006B (zh) * | 2006-02-27 | 2014-07-16 | 亚康科技股份有限公司 | 从地下油层中提取液态碳氢化合物的方法 |
US7740062B2 (en) | 2008-01-30 | 2010-06-22 | Alberta Research Council Inc. | System and method for the recovery of hydrocarbons by in-situ combustion |
US7841404B2 (en) * | 2008-02-13 | 2010-11-30 | Archon Technologies Ltd. | Modified process for hydrocarbon recovery using in situ combustion |
US8210259B2 (en) | 2008-04-29 | 2012-07-03 | American Air Liquide, Inc. | Zero emission liquid fuel production by oxygen injection |
CA2693640C (en) | 2010-02-17 | 2013-10-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Solvent separation in a solvent-dominated recovery process |
CA2696638C (en) | 2010-03-16 | 2012-08-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Use of a solvent-external emulsion for in situ oil recovery |
CA2698454C (en) * | 2010-03-30 | 2011-11-29 | Archon Technologies Ltd. | Improved in-situ combustion recovery process using single horizontal well to produce oil and combustion gases to surface |
CA2705643C (en) | 2010-05-26 | 2016-11-01 | Imperial Oil Resources Limited | Optimization of solvent-dominated recovery |
CA2771703A1 (en) * | 2012-03-16 | 2013-09-16 | Sunshine Oilsands Ltd. | Fully controlled combustion assisted gravity drainage process |
CA2780670C (en) | 2012-06-22 | 2017-10-31 | Imperial Oil Resources Limited | Improving recovery from a subsurface hydrocarbon reservoir |
Family Cites Families (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3502372A (en) * | 1968-10-23 | 1970-03-24 | Shell Oil Co | Process of recovering oil and dawsonite from oil shale |
US3565174A (en) * | 1969-10-27 | 1971-02-23 | Phillips Petroleum Co | Method of in situ combustion with intermittent injection of volatile liquid |
GB1480675A (en) * | 1974-12-02 | 1977-07-20 | Texaco Development Corp | Vertical conditionally miscible oil recovery process |
US4429744A (en) * | 1981-05-08 | 1984-02-07 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery method |
US4410042A (en) * | 1981-11-02 | 1983-10-18 | Mobil Oil Corporation | In-situ combustion method for recovery of heavy oil utilizing oxygen and carbon dioxide as initial oxidant |
US4436153A (en) * | 1981-12-31 | 1984-03-13 | Standard Oil Company | In-situ combustion method for controlled thermal linking of wells |
US4415031A (en) | 1982-03-12 | 1983-11-15 | Mobil Oil Corporation | Use of recycled combustion gas during termination of an in-situ combustion oil recovery method |
US4566537A (en) * | 1984-09-20 | 1986-01-28 | Atlantic Richfield Co. | Heavy oil recovery |
US4598770A (en) * | 1984-10-25 | 1986-07-08 | Mobil Oil Corporation | Thermal recovery method for viscous oil |
US5054551A (en) * | 1990-08-03 | 1991-10-08 | Chevron Research And Technology Company | In-situ heated annulus refining process |
US5217076A (en) * | 1990-12-04 | 1993-06-08 | Masek John A | Method and apparatus for improved recovery of oil from porous, subsurface deposits (targevcir oricess) |
CA2058255C (en) * | 1991-12-20 | 1997-02-11 | Roland P. Leaute | Recovery and upgrading of hydrocarbons utilizing in situ combustion and horizontal wells |
US5626191A (en) * | 1995-06-23 | 1997-05-06 | Petroleum Recovery Institute | Oilfield in-situ combustion process |
WO1999030002A1 (en) * | 1997-12-11 | 1999-06-17 | Petroleum Recovery Institute | Oilfield in situ hydrocarbon upgrading process |
US6412556B1 (en) * | 2000-08-03 | 2002-07-02 | Cdx Gas, Inc. | Cavity positioning tool and method |
CA2462359C (en) * | 2004-03-24 | 2011-05-17 | Imperial Oil Resources Limited | Process for in situ recovery of bitumen and heavy oil |
CN1993534B (zh) | 2004-06-07 | 2011-10-12 | 阿克恩科技有限公司 | 油田改进的就地燃烧工艺 |
US7493952B2 (en) | 2004-06-07 | 2009-02-24 | Archon Technologies Ltd. | Oilfield enhanced in situ combustion process |
CA2492306A1 (en) * | 2005-01-13 | 2006-07-13 | Encana | In situ combustion following primary recovery processes utilizing horizontal well pairs in oil sands and heavy oil reservoirs |
US7581587B2 (en) * | 2006-01-03 | 2009-09-01 | Precision Combustion, Inc. | Method for in-situ combustion of in-place oils |
CN101427006B (zh) * | 2006-02-27 | 2014-07-16 | 亚康科技股份有限公司 | 从地下油层中提取液态碳氢化合物的方法 |
-
2007
- 2007-02-27 CN CN200780014674.5A patent/CN101427006B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2007-02-27 GB GB1109740A patent/GB2478237B/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-02-27 TR TR2008/09049T patent/TR200809049T1/xx unknown
- 2007-02-27 WO PCT/CA2007/000312 patent/WO2007095764A1/en active Application Filing
- 2007-02-27 GB GB1109736A patent/GB2478236B/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-02-27 CA CA2643739A patent/CA2643739C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-02-27 GB GB0817709A patent/GB2450820B/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-02-27 RU RU2008138383/03A patent/RU2406819C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-02-27 US US12/280,832 patent/US7984759B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-02-27 MX MX2008010951A patent/MX2008010951A/es active IP Right Grant
-
2008
- 2008-08-27 EG EG2008081448A patent/EG25806A/xx active
- 2008-09-25 NO NO20084084A patent/NO20084084L/no not_active Application Discontinuation
- 2008-09-26 CO CO08102772A patent/CO6440560A2/es not_active Application Discontinuation
- 2008-09-29 EC EC2008008780A patent/ECSP088780A/es unknown
-
2011
- 2011-06-28 US US13/171,086 patent/US8118096B2/en not_active Expired - Fee Related
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2515662C1 (ru) * | 2013-05-20 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
RU2570865C1 (ru) * | 2014-08-21 | 2015-12-10 | Евгений Николаевич Александров | Система для повышения эффективности эрлифта при откачке из недр пластового флюида |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2478237B (en) | 2011-11-02 |
GB2450820A (en) | 2009-01-07 |
NO20084084L (no) | 2008-11-27 |
GB2478236B (en) | 2011-11-02 |
MX2008010951A (es) | 2009-01-23 |
GB201109736D0 (en) | 2011-07-27 |
CO6440560A2 (es) | 2012-05-15 |
GB2450820B (en) | 2011-08-17 |
US20090308606A1 (en) | 2009-12-17 |
RU2008138383A (ru) | 2010-04-10 |
US7984759B2 (en) | 2011-07-26 |
CN101427006B (zh) | 2014-07-16 |
CA2643739A1 (en) | 2007-08-30 |
CA2643739C (en) | 2011-10-04 |
GB2478236A (en) | 2011-08-31 |
CN101427006A (zh) | 2009-05-06 |
GB201109740D0 (en) | 2011-07-27 |
GB0817709D0 (en) | 2008-11-05 |
US8118096B2 (en) | 2012-02-21 |
TR200809049T1 (tr) | 2009-03-23 |
US20110253371A1 (en) | 2011-10-20 |
GB2478237A (en) | 2011-08-31 |
ECSP088780A (es) | 2008-11-27 |
EG25806A (en) | 2012-08-14 |
WO2007095764A1 (en) | 2007-08-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2406819C2 (ru) | Способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта (варианты) | |
RU2415260C2 (ru) | Способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта (варианты) | |
RU2360105C2 (ru) | Способ извлечения жидких углеводородных продуктов из подземного месторождения (варианты) | |
US10927655B2 (en) | Pressure assisted oil recovery | |
US7740062B2 (en) | System and method for the recovery of hydrocarbons by in-situ combustion | |
US10655441B2 (en) | Stimulation of light tight shale oil formations | |
Christensen et al. | Review of WAG field experience | |
CA2766849C (en) | Recovery from a hydrocarbon reservoir utilizing a mixture of steam and a volatile solvent | |
US10472942B2 (en) | Blowdown pressure maintenance with foam | |
Turta | In situ combustion | |
WO2012095473A2 (en) | Process for the recovery of heavy oil and bitumen using in-situ combustion | |
CA2935652A1 (en) | Heavy oil extraction using liquids swept along by gas | |
MX2014006253A (es) | Proceso de recuperacion de petroleo de transmision en linea para pozo horizontal. |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150228 |