RU2618798C2 - In situ экстракция из нефтеносного песка посредством аммиака - Google Patents
In situ экстракция из нефтеносного песка посредством аммиака Download PDFInfo
- Publication number
- RU2618798C2 RU2618798C2 RU2014153492A RU2014153492A RU2618798C2 RU 2618798 C2 RU2618798 C2 RU 2618798C2 RU 2014153492 A RU2014153492 A RU 2014153492A RU 2014153492 A RU2014153492 A RU 2014153492A RU 2618798 C2 RU2618798 C2 RU 2618798C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- ammonia
- gaseous ammonia
- underground
- emulsion
- Prior art date
Links
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 116
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 51
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract description 8
- 239000004576 sand Substances 0.000 title description 5
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 title description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 27
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 55
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 20
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 10
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 20
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 11
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 3
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 3
- 238000010587 phase diagram Methods 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 polycyclic carboxylic acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 229910001748 carbonate mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 125000003010 ionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229910052604 silicate mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- 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
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/594—Compositions used in combination with injected gas, e.g. CO2 orcarbonated gas
-
- 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
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
-
- 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
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам добычи нефти из подземной формации. Способ добычи нефти из подземного резервуара осуществляется посредством введения безводного газообразного аммиака при более высокой температуре, чем температура резервуара, и при давлении, позволяющем газообразному аммиаку заполнить полости в подземном резервуаре, конденсироваться при контакте с нефтью с образованием жидкого аммиака, вступающего во взаимодействие с компонентами нефти с образованием поверхностно-активных веществ, способствующих образованию эмульсии нефти в аммиаке, с последующим извлечением образованной эмульсии из подземного резервуара. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат – повышение эффективности извлечения нефти. 7 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к способам добычи нефти из подземной формации.
Уровень техники
Огромные запасы углеводородов существуют в форме тяжелой нефти и битума в нефтеносном песке, которые не вытекают из недр самостоятельно. В случае нефтеносного песка битум даже не образует скопления в резервуаре, но распределяется в форме смолистых частиц, которые располагаются вокруг и между частицами ила и песка.
Следовательно, один из первых способов добычи такого битума включал добычу песка, содержащего, как правило, от 10 до 15% нефти, в открытых карьерах, использование теплой или горячей воды при температуре от 40 до 90°C для промывания песка и ила, которые возвращаются в карьер, и последующее использование углеводородного растворителя для растворения и транспортировки битума, очистку которого осуществляли в ходе последовательных стадий разделения. Данный процесс подразумевает расход пресной воды в больших количествах, и в результате его формируются огромные пруды-отстойники и покрытые кратерами территории.
Следующий процесс предусматривает разделение нефти и песка in situ посредством впрыскивания пара при температуре 500°C через верхнюю горизонтальную скважину при таком давлении, что пар вытесняет нефть и конденсируется, образуя жидкую воду, когда он охлаждается от контакта с резервуаром. Природные поверхностно-активные вещества в нефти способствуют эмульгированию частиц битума при температуре от 150 до 180°C в горячей конденсированной воде, которая поступает в нижнюю горизонтальную эксплуатационную скважину, по которой содержащая битум вода поднимается на поверхность. Данный процесс известен как парогравитационный дренаж или ПГД (SAGD).
После выхода на поверхность нефть и вода химически деэмульгируются и разделяются по плотности, причем в большинстве случаев после разбавления битума углеводородным растворителем. Вода подвергается химической и физической обработке в ходе последовательных трудоемких процессов очистки таким образом, что основная масса воды (от 80 до 95%) может нагреваться, снова превращаясь в пар, который подлежит повторному впрыскиванию.
Данный процесс ПГД не разрушает поверхность в такой высокой степени, как карьерная добыча, но все же расходует пресную питающую воду и производит сточную воду, содержащую растворенные и осажденные органические и минеральные твердые вещества. Эти твердые вещества должны быть отделены от воды и захоронены на полигоне отходов или в глубокой скважине, чтобы можно было снова превращать воду в пар для повторного впрыскивания. Данный процесс очистки воды является трудоемким и дорогостоящим.
Производство пара также расходует энергию в огромных количествах. Согласно отчету Канадского государственного энергетического совета, для производства ПГД только в канадской провинции Альберта в настоящее время ежедневно сжигается приблизительно 600 миллионов кубических футов (16,99 млн кубометров) природного газа, чтобы превратить в пар 1,8 млн баррелей (0,2862 млн кубометров) воды. Будущий объем добычи нефти в Канаде, учитывая все предприятия, которые в настоящее время работают, строятся, утверждены или официально объявлены, составляет приблизительно в семь раз больше, чем текущий объем. Процесс, обеспечивающий такую добычу нефти, не использующий воды и расходующий меньше тепла, был бы значительно более экономичным и экологичным.
Кроме того, не для всех формаций нефтеносного песка можно использовать ПГД. Хотя этот процесс оказался весьма успешным в случае смачиваемых водой и не растворимых в кислотах силикатных формациях, не было показано, что он работает в случае имеющих значительно большие запасы смачиваемых нефтью, растворимых в кислотах формациях карбонатного типа.
Тяжелая сырая нефть и, в частности, битум обогащены полярными соединениями. Один конкретный класс полярных соединений включает высшие полициклические карбоновые кислоты, обычно называемые термином "нафтеновые кислоты". Эти полярные соединения обладают поверхностной активностью и непропорционально распределяются на поверхности раздела между нефтью и минералами формаций или водой. Эти анионные поверхностно-активные вещества, как правило, делают анионные силикатные минералы смачиваемыми водой, но при этом делают катионные карбонатные минералы смачиваемыми нефтью.
Одна экспериментальная неводная альтернатива ПГД представляет собой паровую экстракцию, которая иногда называется термином "VapEx". В данном процессе используются углеводородные растворители вместо нагревания для уменьшения вязкости битума в подземных резервуарах. Однако вязкость разбавленного битума все же во много раз превышает вязкость эмульсии битума в воде. Реальные показатели производства с использованием паровой экстракции пока оказываются неэкономичными. Хотя в процессе паровой экстракции не расходуется вода и не требуется тепло, как в случае пара, происходит потеря дорогостоящего углеводородного растворителя в резервуаре.
Сущность изобретения
Один вариант осуществления настоящего изобретения предусматривает способ добычи нефти из подземного резервуара. Данный способ включает впрыскивание безводного газообразного аммиака в подземный резервуар при более высокой температуре, чем температура резервуара, и при давлении, которое позволяет газообразному аммиаку заполнять полости в подземном резервуаре, причем нефть в подземном резервуаре заставляет газообразный аммиак конденсироваться и образовывать жидкий аммиак в контакте с нефтью и жидкий аммиак реагирует с компонентами нефти и образует поверхностно-активные вещества, которые способствуют образованию эмульсии нефти в аммиаке. Способ дополнительно включает извлечение эмульсии нефти в аммиаке из подземного резервуара.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет собой фазовую диаграмму аммиака, иллюстрируя один набор условий для практической реализации варианта осуществления настоящего изобретения в целях высвобождения нефти из минерала.
Подробное описание
Варианты осуществления настоящего изобретения предусматривают способы высвобождения нефти из минерала в условиях резервуара посредством активации природных поверхностно-активных веществ для диспергирования нефти в несмешивающемся текучем носителе. Более конкретно, варианты осуществления настоящего изобретения можно использовать в качестве способов добычи тяжелой нефти или битума из подземного резервуара и транспортировки тяжелой нефти или битума по трубопроводам к месту использования.
Один вариант осуществления настоящего изобретения предусматривает способ добычи тяжелой нефти или битума из подземного резервуара. Согласно данному способу, аммиак впрыскивается в подземный резервуар, в котором содержится тяжелая сырая нефть. Температура и давление впрыскивания являются такими, что аммиак остается в газообразном состоянии на протяжении всего пути через истощенный резервуар к зоне нефтедобычи или дренажному фронту. После этого газообразный аммиак охлаждается и конденсируется, превращаясь в жидкость и высвобождая скрытую теплоту, при достаточно высокой температуре, чтобы высвобождать нефть из минерала формации. Температура высвобождения зависит от вязкости природной нефти. В случае высоковязкой нефти, такой как битум, температура высвобождения может снижаться, если это желательно, посредством добавления к аммиаку снижающих вязкость растворителей. Такие растворители являются хорошо известными и включают углеводороды, такие как пропан, гексан, газовый конденсат и легкий лигроин.
В зоне конденсации жидкий аммиак реагирует с карбоксильными группами природных нафтеновых кислот, которые находятся на поверхности сырой нефти или битума. При этом образуются мощные анионные поверхностно-активные вещества (мыла) в условиях резервуара на границе раздела между битумом и аммиаком. Образующиеся таким способом поверхностно-активные вещества ускоряют высвобождение (или ингибируют адсорбцию) нефти из инкапсулирующего ее минерала, разбивают нефть на мелкие частицы, стабилизируют эти частицы, образуя низковязкие дисперсии или эмульсии нефти в аммиаке.
Гидрофобная углеводородная часть образующихся таким способом нафтенатов аммония также адсорбируется на поверхности любого смачиваемого нефтью минерала формации. Гидрофобные ионные группы карбоксилатов аммония, обращенные в сторону текучей среды, придают поверхности минерала смачиваемость водой. Тогда водоподобный текучий носитель сконденсированного аммиака сможет быстрее протекать через смачиваемый водой резервуар.
Сконденсированный аммиак способен переносить большое количество поверхностно-активированной нефти в форме эмульсии, содержащей, например, от 10 до 50 масс.% сырой нефти в жидком аммиаке. Эта высокая способность жидкого аммиака в качестве носителя ускоряет добычу нефти из подземных резервуаров и уменьшает требуемое количество аммиачного текучего носителя в расчете на баррель нефти. Это снижает потребление энергии и текучей среды, а также капитальные и эксплуатационные расходы.
Согласно разнообразным вариантам осуществления, аммиак можно вводить через нагнетательную скважину, а содержащую нефть эмульсию можно выводить через эксплуатационную скважину. Нагнетательная и эксплуатационная скважины могут представлять собой одну и ту же скважину, используемую последовательно в двух режимах, или две различные скважины. В том случае, если используются две различные скважины, одна или обе из этих скважин могут быть вертикальными или горизонтальными.
Когда нефть выносится на поверхность, аммиачный текучий носитель можно отделять посредством испарения при низкой температуре. Газообразный аммиак можно затем повторно сжимать и нагревать для повторного впрыскивания. При этом устраняются использование воды, очистка воды, разделение фаз нефти и воды, утилизация сточной воды, высокотемпературное производство пара, а также все экономические и экологические издержки, связанные с этими процессами.
Пример
Фиг. 1 представляет собой фазовую диаграмму аммиака, иллюстрируя один набор условий для практической реализации способа высвобождения нефти из минерала, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения. Данный чертеж представляет физическое состояние аммиака в зависимости от температуры и давления. При повышенных давлениях и пониженных температурах аммиак представляет собой жидкость. При пониженных давлениях и повышенных температурах аммиак представляет собой газ. Линия, которая разделяет эти две области на фазовой диаграмме, представляет собой границу конденсации.
В данном примере аммиак нагревается до 100°C, сжимается до 170 фунтов на квадратный дюйм (1,172 МПа) и впрыскивается (см. точку "Впрыскивание" на Фиг. 1) через скважину в подземный нефтяной резервуар. Аммиак вытесняет нефть или заполняет полость, оставшуюся после извлечения нефти из резервуара. Стрелка (выходящая из точки "Впрыскивание" на Фиг. 1) показывает, что при перемещении впрыскиваемого газообразного аммиака через истощающийся или истощенный резервуар газообразный аммиак преимущественно теряет давление сразу после его введения (см. на чертеже точку "Заполнение полостей, вытеснение"), и затем газообразный аммиак преимущественно теряет температуру по мере того, как он нагревает только что открытые горные породы. Приблизительно при 50°C и 108 фунтах на квадратный дюйм (0,7446 МПа) газообразный аммиак вступает в контакт с нефтью, оставшейся в резервуаре, и при этом он пересекает фазовую границу и конденсируется, превращаясь в жидкость и высвобождая существенную часть своей скрытой теплоты. Эта теплота нагревает резервуар от 20°C до температуры, составляющей от 40 до 50°C, при которой вязкость нефти является достаточно низкой, чтобы вытекать из минерала и переходить в жидкий аммиак. (Эта температура используется, например, чтобы высвобождать битум из нефтеносного песка в промысловых операциях.) При этом аммиак также реагирует с нафтеновыми кислотами на поверхности нефти и образует мыла на основе нафтенатов аммония, которые придают поверхности минерала смачиваемость водой и образуют эмульсию нефти в жидком аммиаке (см. точку "Конденсация, эмульгирование" на Фиг. 1). Эмульсия нефти в аммиаке затем протекает через резервуар в эксплуатационную скважину (которая может представлять собой другую скважину, чем нагнетательная скважина, или, в циклическом процессе, такую же скважину, которая ранее использовалась в качестве нагнетательной скважины). Когда эмульсия нефти в аммиаке вытекает на поверхность, ее давление и температура снижаются до 30°C и 90 фунтов на квадратный дюйм (0,6205 МПа), как представляет стрелка, обозначенная "Поток жидкости (добыча)".
При выходе на поверхность давление эмульсии нефти в аммиаке снижается приблизительно до 65 фунтов на квадратный дюйм (0,4482 МПа), что заставляет аммиак снова превращаться в газ, газообразный аммиак охлаждается приблизительно до 20°C, как представляет стрелка, обозначенная "Испарение (регенерация)". Если это необходимо, растворитель можно добавлять в нефть или битум в этот момент или раньше, чтобы снижать вязкость нефти или битума и сохранять их в текучем состоянии. Наконец, аммиак можно повторно сжимать до 170 фунтов на квадратный дюйм (1,172 МПа), повторно нагревать до 100°C и повторно впрыскивать в резервуар, завершая цикл, как показывает направленная вверх стрелка, обозначенная "Повторное сжатие и нагревание (повторное использование)".
Терминология, используемая в настоящем документе, предназначается исключительно для цели описания конкретных вариантов осуществления и не предназначается для ограничения настоящего изобретения. При использовании в настоящем документе вводимые определенным и неопределенным артиклями формы единственного числа включают также и формы множественного числа, если иные условия четко не следуют из контекста. Следует понимать, что термины "включать" и/или "включающий", которые используются в настоящем документе, определяют присутствие указанных отличительных признаков, целых чисел, стадий, операций, элементов, компонентов и/или групп, но не ограничивают присутствие или введение одного или нескольких других отличительных признаков, целых чисел, стадий, операций, элементов, компонентов и/или групп. Термины "предпочтительно", "предпочтительный", "предпочитать", "необязательно", "может" и аналогичные термины используются для иллюстрации того, что данные предметы, условия или стадии представляют собой необязательные (не требуемые) отличительные признаки настоящего изобретения.
Соответствующие структуры, материалы, действия и эквиваленты всех приспособлений или стадий, а также функциональные элементы в приведенной ниже формуле настоящего изобретения предназначаются для включения любых структур, материалов или действий в целях осуществления функции в сочетании с другими заявленными элементами, которые определены в формуле настоящего изобретения. Описание настоящего изобретения представлено для целей иллюстрации и описания, но оно не предназначается в качестве исчерпывающего или ограничивающего настоящее изобретение в описанной форме. Для специалистов в данной области техники должны быть очевидными многочисленные модификации и видоизменения без выхода за пределы объема и отклонения от идеи настоящего изобретения. Представленный вариант осуществления был выбран и описан для наилучшего разъяснения принципов настоящего изобретения и его практического применения, чтобы обеспечить понимание настоящего изобретения обычными специалистами в данной области техники в отношении разнообразных вариантов осуществления с разнообразными модификациями, которые являются подходящими для предусмотренного конкретного применения.
Claims (16)
1. Способ добычи нефти из подземного резервуара, включающий:
введение безводного газообразного аммиака в подземный резервуар при более высокой температуре, чем температура резервуара, и при давлении, которое позволяет газообразному аммиаку заполнять полости в подземном резервуаре,
причем при контакте с нефтью в подземном резервуаре газообразный аммиак конденсируется с образованием жидкого аммиака,
и жидкий аммиак вступает во взаимодействие с компонентами нефти с образованием поверхностно-активных веществ, которые способствуют образованию эмульсии нефти в аммиаке; и
извлечение эмульсии нефти в аммиаке из подземного резервуара.
2. Способ по п. 1, дополнительно включающий:
понижение давления эмульсии нефти в аммиаке для испарения аммиака и его обратного превращения в газообразный аммиак; и
сбор газообразного аммиака.
3. Способ по п. 2, дополнительно включающий:
повышение давления и нагревание собранного газообразного аммиака; и
повторное введение сжатого и нагретого газообразного аммиака в подземный резервуар при более высокой температуре, чем температура резервуара, и при давлении, которое позволяет газообразному аммиаку заполнять полости в подземном резервуаре.
4. Способ по п. 1, в котором газообразный аммиак вводят в подземный резервуар через нагнетательную скважину, и эмульсию нефти в аммиаке извлекают через эксплуатационную скважину.
5. Способ по п. 4, в котором нагнетательная скважина и эксплуатационная скважина представляют собой одну и ту же скважину.
6. Способ по п. 4, в котором нагнетательная скважина и эксплуатационная скважина представляют собой отдельные скважины, причем в качестве нагнетательной и эксплуатационной скважин независимо выбираются вертикальные скважины и горизонтальные скважины.
7. Способ по п. 1, в котором подземный резервуар включает смачиваемую нефтью кислоторастворимую формацию карбонатного типа.
8. Способ по п. 1, в котором эмульсия нефти в аммиаке содержит от 10 до 50 масс.% сырой нефти в жидком аммиаке.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201261655799P | 2012-06-05 | 2012-06-05 | |
| US61/655,799 | 2012-06-05 | ||
| PCT/US2013/043599 WO2013184506A1 (en) | 2012-06-05 | 2013-05-31 | In situ extraction of oilsand with ammonia |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014153492A RU2014153492A (ru) | 2016-07-27 |
| RU2618798C2 true RU2618798C2 (ru) | 2017-05-11 |
Family
ID=48614190
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014153492A RU2618798C2 (ru) | 2012-06-05 | 2013-05-31 | In situ экстракция из нефтеносного песка посредством аммиака |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2618798C2 (ru) |
| WO (1) | WO2013184506A1 (ru) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2962024C (en) * | 2014-09-22 | 2022-08-16 | Dow Global Technologies Llc | Thermally unstable ammonium carboxylates for enhanced oil recovery |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3101781A (en) * | 1960-02-15 | 1963-08-27 | Socony Mobil Oil Co Inc | Miscible type slug method of recovering crude oil from reservoirs |
| US3795277A (en) * | 1971-10-28 | 1974-03-05 | Koolaj Gazipari Tervezo | Method for improvement of petroleum output particularly from storage strata containing concomitantly petroleum |
| US3938590A (en) * | 1974-06-26 | 1976-02-17 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Method for recovering viscous asphaltic or bituminous petroleum |
| US4331202A (en) * | 1980-06-20 | 1982-05-25 | Kalina Alexander Ifaevich | Method for recovery of hydrocarbon material from hydrocarbon material-bearing formations |
| RU2177543C1 (ru) * | 2000-08-17 | 2001-12-27 | Закрытое акционерное общество "Пермский инженерно-технический центр "Геофизика" | Способ обработки прискважинной зоны пласта |
| RU2246000C2 (ru) * | 2003-04-08 | 2005-02-10 | Кушин Виктор Владимирович | Комплекс разработки залежей нефти |
| RU2245999C2 (ru) * | 2003-04-08 | 2005-02-10 | Кушин Виктор Владимирович | Гравитационный паросиловой способ добычи нефти |
| RU2305175C2 (ru) * | 2001-10-24 | 2007-08-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Термообработка углеводородсодержащего пласта по месту залегания и повышение качества получаемых флюидов перед последующей обработкой |
| RU2010122481A (ru) * | 2007-11-02 | 2011-12-10 | Юнивесити Оф Юта Рисеч Фаундейшн (Us) | Способ извлечения углеводородов из песка и частиц |
-
2013
- 2013-05-31 RU RU2014153492A patent/RU2618798C2/ru active
- 2013-05-31 WO PCT/US2013/043599 patent/WO2013184506A1/en active Application Filing
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3101781A (en) * | 1960-02-15 | 1963-08-27 | Socony Mobil Oil Co Inc | Miscible type slug method of recovering crude oil from reservoirs |
| US3795277A (en) * | 1971-10-28 | 1974-03-05 | Koolaj Gazipari Tervezo | Method for improvement of petroleum output particularly from storage strata containing concomitantly petroleum |
| US3938590A (en) * | 1974-06-26 | 1976-02-17 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Method for recovering viscous asphaltic or bituminous petroleum |
| US4331202A (en) * | 1980-06-20 | 1982-05-25 | Kalina Alexander Ifaevich | Method for recovery of hydrocarbon material from hydrocarbon material-bearing formations |
| RU2177543C1 (ru) * | 2000-08-17 | 2001-12-27 | Закрытое акционерное общество "Пермский инженерно-технический центр "Геофизика" | Способ обработки прискважинной зоны пласта |
| RU2305175C2 (ru) * | 2001-10-24 | 2007-08-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Термообработка углеводородсодержащего пласта по месту залегания и повышение качества получаемых флюидов перед последующей обработкой |
| RU2246000C2 (ru) * | 2003-04-08 | 2005-02-10 | Кушин Виктор Владимирович | Комплекс разработки залежей нефти |
| RU2245999C2 (ru) * | 2003-04-08 | 2005-02-10 | Кушин Виктор Владимирович | Гравитационный паросиловой способ добычи нефти |
| RU2010122481A (ru) * | 2007-11-02 | 2011-12-10 | Юнивесити Оф Юта Рисеч Фаундейшн (Us) | Способ извлечения углеводородов из песка и частиц |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2013184506A1 (en) | 2013-12-12 |
| RU2014153492A (ru) | 2016-07-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2462359C (en) | Process for in situ recovery of bitumen and heavy oil | |
| CA2781273C (en) | Diluting agent for diluting viscous oil | |
| CA2713261C (en) | Method for enhancing heavy hydrocarbon recovery | |
| RU2387818C1 (ru) | Способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей | |
| CA2693640C (en) | Solvent separation in a solvent-dominated recovery process | |
| WO2009012374A1 (en) | Methods for producing oil and/or gas | |
| US20150107833A1 (en) | Recovery From A Hydrocarbon Reservoir | |
| CA2974711C (en) | Method of solvent recovery from a solvent based heavy oil extraction process | |
| CN104870744A (zh) | 用于生产油的方法 | |
| CA2893689C (en) | Improved method to extract bitumen from oil sands | |
| CA2962274C (en) | Methods and apparatuses for obtaining a heavy oil product from a mixture | |
| CA3028376A1 (en) | Composition for steam extraction of bitumen | |
| WO2017205179A1 (en) | Enhanced steam extraction of bitumen from oil sands | |
| CA2789917C (en) | Method of oil extraction | |
| RU2618798C2 (ru) | In situ экстракция из нефтеносного песка посредством аммиака | |
| CN104453816A (zh) | 一种溶剂辅助sagd开采稠油油藏的方法 | |
| RU2510454C2 (ru) | Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты) | |
| CA3031205A1 (en) | Method to extract bitumen from oil sands using aromatic amines | |
| Tunio et al. | Recovery enhancement with application of FAWAG for a Malaysian field | |
| WO2020006412A1 (en) | Enhanced steam extraction of bitumen from oil sands | |
| Hsu et al. | Production for recovery | |
| CN113431540A (zh) | 利用液态二甲醚在地层中渗透溶解的原油开采的方法 | |
| CA3063394A1 (en) | Method for steam extraction of bitumen |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PD4A | Correction of name of patent owner |