RU2634135C2 - In situ completed upgrading by injecting hot fluid medium - Google Patents

In situ completed upgrading by injecting hot fluid medium

Info

Publication number
RU2634135C2
RU2634135C2 RU2014140839A RU2014140839A RU2634135C2 RU 2634135 C2 RU2634135 C2 RU 2634135C2 RU 2014140839 A RU2014140839 A RU 2014140839A RU 2014140839 A RU2014140839 A RU 2014140839A RU 2634135 C2 RU2634135 C2 RU 2634135C2
Authority
RU
Grant status
Grant
Patent type
Prior art keywords
hydrocarbons
well
oil
injection
upgrading
Prior art date
Application number
RU2014140839A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2014140839A (en )
Inventor
Педро Рафаэль ПЕРЕЙРА-АЛЬМАО
Чжансин ЧЭНЬ
Бридж МАЙНИ
Карлос Эдуардо СКОТТ
Original Assignee
Ин Ситу Апгрейдинг Текнолоджис Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Grant date

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34Arrangements for separating materials produced by the well
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; MISCELLANEOUS COMPOSITIONS; MISCELLANEOUS APPLICATIONS OF MATERIALS
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: recovery method and in-situ performing the hydrocarbon upgrading in the pair of wells, consisting of the injection well and the recovery well within the oil-bearing reservoir, containing the heavy hydrocarbons, includes the following operations: injection of the hot pumped fluid selected amount, including the heavy hydrocarbons fraction, into the injection well to facilitate the recovery of hydrocarbons and in-situ upgrading; the hydrocarbons extraction from the recovery well.
EFFECT: increase of the hydrocarbons extraction with simultaneous upgrading, the impact on the environment reduction, energy costs decrease.
67 cl, 10 dwg

Description

Область техники TECHNICAL FIELD

[0001] Настоящее изобретение относится к системам, устройствам и способам для объединенной добычи и выполнения in situ (в нефтеносном пласте) повышения сортности тяжелой нефти и битуминозных нефтей из нефтеносного песка. [0001] The present invention relates to systems, devices and methods for the combined extraction and performing in situ (in the reservoir) upgrading a heavy oil and tar oil from oil sand. Эти системы, устройства и способы обеспечивают возможность увеличенного извлечения тяжелой нефти через добывающую скважину посредством введения горячей текучей среды, включая вакуумную или атмосферную остаточную фракцию или деасфальтизат, в добывающую скважину при условиях, способствующих повышению сортности углеводородов. These systems, apparatus and methods provide for the possibility of increased extraction of heavy oil through the production well by introducing a hot fluid, including atmospheric or vacuum residue fraction or DAO in the production well under conditions conducive for upgrading hydrocarbons. Эти способы могут дополнительно включать введение водорода и катализатора вместе с нагнетанием горячей текучей среды в добывающую скважину, чтобы дополнительно способствовать реакциям повышения сортности углеводородов. These methods may further comprise introducing hydrogen and a catalyst with injection of hot fluid production well in order to further promote reactions for upgrading hydrocarbons. Кроме того, настоящее изобретение относится к усовершенствованным способам нефтедобычи в пределах обычных нефтеносных пластов. Furthermore, the present invention relates to improved oil recovery methods within conventional oil reservoirs.

Предпосылки к созданию изобретения Background of invention

[0002] Способы извлечения in situ для тяжелой нефти или битуминозной нефти часто используют в нефтеносных пластах, где мощность перекрывающих пород слишком велика для экономичного использования открытых горных разработок. [0002] Methods for in situ recovery of heavy oil or bitumen oil is often used in oil-bearing formations where the thickness of the overburden is too high for economical use of the open cast mining. Будучи очень вязкими, тяжелая нефть и битуминозная нефть не текут столь же легко, как легкая нефть. Being very viscous, heavy oil and bituminous oil does not flow as easily as light oil. Следовательно, большинство процессов добычи битуминозной нефти включает операцию уменьшения вязкости битуминозной нефти таким образом, что битуминозная нефть становится более подвижной и может вытекать из нефтеносного пласта в добывающую скважину. Consequently, most of the processes bituminous oil comprising the step of reducing the viscosity of bituminous oil so that the bituminous oil becomes more mobile and can flow out of the reservoir into the production well. Уменьшение вязкости битуминозной нефти может быть реализовано посредством повышения температуры битуминозной нефти и/или посредством разбавления битуминозной нефти растворителем. Reduced viscosity bituminous oil can be realized by raising the temperature of the bituminous oil and / or by diluting the bituminous oil solvent.

Гравитационное дренирование с закачкой водяного пара Gravity drainage with the injection of water vapor

[0003] Гравитационное дренирование с закачкой водяного пара (SAGD) представляет собой известный способ извлечения битуминозной нефти из подземного нефтеносного пласта. [0003] Gravity drainage with steam injection (SAGD) is a known method for recovering bituminous oil from a subterranean oil-bearing formation. В обычном процессе гравитационного дренирования с закачкой водяного пара две горизонтальные скважины (нижняя скважина и верхняя скважина) бурят по существу параллельно друг другу и на различных глубинах друг над другом. In a conventional gravity drainage with steam injection, two horizontal hole (lower hole and the upper hole) is drilled substantially parallel to each other and at different depths of each other. Нижняя скважина представляет собой извлекающую скважину, обычно расположенную чуть выше основания нефтеносного пласта. The lower well is withdrawing the well, usually located just above the base reservoir. Верхняя скважина представляет собой нагнетательную скважину, расположенную примерно на 5-10 метров выше извлекающей скважины. The upper well is an injection well, located about 5-10 meters above an extraction wells. Водяной пар нагнетают в верхнюю скважину для образования внутри геологической формации паровой камеры, которая со временем растет преобладающе в вертикальном направлении к вершине нефтеносного пласта и вниз к извлекающей скважине. The steam is injected into the upper well to form within the geological formation of the steam chamber, which eventually grows predominantly in the vertical direction to the top and down the reservoir to an extraction wellbore. Водяной пар поднимает температуру окружающей битуминозной нефти в нефтеносном пласте, уменьшая вязкость битуминозной нефти и обеспечивая возможность битуминозной нефти и конденсированному водяному пару течь под воздействием силы тяжести в расположенную ниже извлекающую скважину. The steam raises environmental bituminous oil temperature in the reservoir by reducing the viscosity of bituminous oil and allowing the bituminous oil and condensed water vapor to flow by gravity into the wellbore below withdrawing. Битуминозная нефть и конденсированный водяной пар или текут или откачиваются из извлекающей скважины на поверхность для разделения и дальнейшей обработки. Bituminous oil and condensed water vapor or flow or pumped from the extraction well to the surface for separation and further processing. На поверхности отделенную битуминозную нефть часто смешивают с понизителем вязкости таким образом, что битуминозная нефть и понизитель вязкости могут быть легко транспортированы на нефтеперерабатывающий завод через трубопровод. On the surface of the separated bituminous oil is often blended with a viscosity reducer in such a manner that the bituminous oil and viscosity reducer can be easily transported to the refinery via the conduit. На нефтеперерабатывающем заводе понизитель вязкости удаляют и битуминозную нефть подвергают различным процессам для разделения фракций и повышения сортности битуминозной нефти с получением полезных продуктов. A refinery viscosity reducer removed and bituminous oil is subjected to various processes for the separation of fractions and upgrading a bituminous oil to afford useful products. Преимущественно, битуминозную нефть подвергают процессу вакуумной дистилляции для выделения из битуминозной нефти остатка, тяжелых и легких компонентов, предназначенных для использования в различных процессах повышения сортности. Preferably, the bituminous oil is subjected to vacuum distillation to separate bitumen from oil residue, heavy and light components for use in various processes for upgrading.

[0004] Гравитационное дренирование с закачкой водяного пара обычно представляет собой очень эффективный способ извлечения тяжелой нефти или битуминозной нефти из формации на поверхность. [0004] Gravity drainage with the injection of steam usually is a very efficient method for recovering heavy oil or bituminous oil from the formation to the surface. Однако, как известно, с гравитационным дренированием с закачкой водяного пара связаны высокие капитальные и эксплуатационные расходы, в частности, относящиеся к строительству и эксплуатации паропроизводящей установки и системы извлечения на буровой площадке. However, as is known, with a gravitational drainage with the injection of water vapor associated high capital and operating costs, in particular relating to the construction and operation of the steam generating installation and retrieval system at the rig site. Кроме того, поскольку при гравитационном дренировании с закачкой водяного пара необходимо большое количество воды, источник воды должен быть доступен на буровой площадке или воду необходимо транспортировать на буровую площадку. Furthermore, since the gravity drainage with the injection of water vapor requires a large amount of water, the source water must be available at the well site, or water must be transported to the wellsite. При гравитационном дренировании с закачкой водяного пара также необходимо большое количество топлива для увеличения температуры воды с образованием водяного пара. When gravitational draining to the injection of steam also needs a large amount of fuel to increase the temperature of the water to form steam. Более того, выработка высококачественного водяного пара из извлеченной воды требует проведения существенной обработки на поверхности для очистки извлеченной воды перед повторным преобразованием извлеченной воды назад в водяной пар. Moreover, development of high water vapor from the recovered water requires significant processing on the surface for cleaning the extracted water before re-converting the recovered water back into the water vapor. Эта очистка обычно требует, чтобы извлеченная вода, которая смешана с добытой битуминозной нефтью, сначала должна быть отделена от добытой битуминозной нефти и затем подвергнута дальнейшей очистке для удаления из воды любых остаточных загрязнений. This purification usually requires that the extracted water which is mixed with the produced bituminous oil must first be separated from the produced bituminous oil and then subjected to further purification to remove any residual water from contaminants. После окончания этих операций очистки добытая вода должна затем быть повторно нагрета для выработки высококачественного водяного пара с последующим повторным введением назад в нефтеносный пласт. After closure of the produced water purification operations must then be reheated to generate high quality steam with subsequent re-introduction back into the reservoir. Кроме того, операции очистки и повторного нагрева требуют существенного ввода дополнительной энергии как для стимуляции процессов очистки, так и для повторного нагрева добытой воды с образованием водяного пара. Furthermore, the cleaning operation and the reheat require significant additional input energy for stimulation purification processes and for reheating the produced water to form steam. Хотя некоторое количество энергии от этих процессов может быть восстановлено через теплообменники, неэффективность этих процессов приводит к необходимости ввода в систему существенной дополнительной энергии. Although some of the energy from these processes can be recovered through heat exchangers, the ineffectiveness of these processes results in the need to enter in a substantial additional energy.

[0005] Таким образом, хотя процессы гравитационного дренирования с закачкой водяного пара эффективны, имеют место существенные затраты на охрану окружающей среды, связанные с крупномасштабным использованием гравитационного дренирования с закачкой водяного пара и, в частности, с наличием углеродистого следа при гравитационном дренировании с закачкой водяного пара, который значительно больше, чем при других формах добычи углеводородов. [0005] Thus, although processes gravity drainage with the injection of water vapor effective, there are significant costs to the environment associated with large-scale using gravity drainage with the injection of water vapor and, in particular, to the presence of carbon footprint at a gravity drainage with the injection water steam which is much greater than with other forms of hydrocarbons. В результате существует необходимость в способах добычи тяжелой нефти, которые улучшают эффективность добычи тяжелой нефти из нефтеносных пластов тяжелой нефти и, в частности, уменьшают при этом воздействие на окружающую среду. As a result, there is a need in heavy oil recovery processes that improve the efficiency of heavy oil from heavy oil reservoirs, and in particular, this effect is reduced when the environment.

Вертикальные нагнетательные/извлекающие скважины Vertical discharge / removing wells

[0006] Другие способы извлечения включают использование одной или больше вертикальных скважин как средства подачи тепла в нефтеносный пласт для содействия подвижности углеводородов. [0006] Other extraction methods include using one or more vertical wells as a heat supply means into the reservoir to facilitate mobility of hydrocarbons. Например, одна вертикальная скважина может быть использована для стимуляции циклической закачкой водяного пара (CSS), которая включает последовательные периоды нагнетания водяного пара, паропропитки и добычи. For example, a vertical well can be used to stimulate cyclic steam injection (CSS), which includes successive periods injecting steam paropropitki and extraction. Аналогичным образом, две или больше вертикальных скважин, близких друг к другу, могут быть использованы, где после периода запуска, когда теплоту вводят в нефтеносный пласт, одна или больше скважин используют для подачи теплоты к нефтеносному пласту, и одну или больше скважин используют в качестве скважин добычи/извлечения. Similarly, two or more vertical wells that are close to each other, may be employed where, after the startup period when heat is introduced into the reservoir, one or more wells are used for supplying heat to an oil reservoir, and one or more wells are used as extraction / extraction wells.

Процесс экстракции пара The extraction process steam

[0007] Другой известный выполняемый in situ процесс извлечения битуминозной нефти или тяжелой нефти представляет собой процесс экстракции пара (VAPEX), в котором газообразный растворитель (например, пропан, этан, бутан и т.д.) вводят в верхнюю нагнетательную скважину, где происходит его конденсация и смешивание с битуминозной нефтью для уменьшения вязкости битуминозной нефти. [0007] Another known process performed in situ extraction of bitumen oil or heavy oil is a vapor extraction process (VAPEX), wherein the solvent gas (e.g., propane, ethane, butane, etc.) is introduced into the upper injection well, where the its condensation and mixing with the bituminous oil to reduce the viscosity of the bituminous oil. Затем битуминозная нефть и растворенный растворитель текут под действием тяжести в нижнюю добывающую камеру, откуда они уходят на поверхность. Then bituminous oil and dissolved solvent flow by gravity to the bottom of the extractive chamber, where they leave the surface.

[0008] Процесс экстракции пара обычно полагают менее вредным для окружающей среды и при некоторых обстоятельствах более коммерчески жизнеспособным, чем гравитационное дренирование с закачкой водяного пара, поскольку процесс экстракции пара не требует выработки большого количества воды и водяного пара, как это имеет место при гравитационном дренировании с закачкой водяного пара. [0008] The extraction process vapor generally considered less harmful to the environment and in some circumstances more commercially viable than the gravity drainage with the injection of steam since steam extraction process does not require the generation of a large amount of water and steam, as is the case when the gravity drainage with the injection of water vapor. Однако газообразный растворитель обычно необходимо транспортировать к месту добычи и продолжительный интервал запуска имеет место в процессе экстракции пара, поскольку необходимо больше времени для образования паровой камеры с газообразными растворителями по сравнению с водяным паром. However, normally gaseous solvent is to be transported to the place of production, and long run interval occurs during steam extraction, because more time was needed to form a steam chamber with gaseous solvents as compared to water vapor.

[0009] Кроме того, поскольку процесс экстракции пара представляет собой нетепловой процесс, проводимый при нормальных температурах нефтеносного пласта, он не эффективен в содействии реакциям повышения сортности. [0009] Furthermore, since the extraction process is a pair of non-thermal process conducted at normal temperatures reservoir, it is not effective in promoting the reactions of upgrading.

[0010] Таким образом, также существуют существенные недостатки, препятствующие широкому использованию процесса экстракции пара. [0010] Thus, there are also significant drawbacks that prevent widespread use of vapor extraction process.

Каталитическое повышение сортности Catalytic upgrading a

[0011] Определенные способы могут включать использование катализаторов гидрокрекинга для содействия процессу извлечения/повышения сортности, предназначенному для повышения сортности и извлечению тяжелой нефти и битуминозной нефти. [0011] Certain methods may include the use of the hydrocracking catalysts to facilitate the process of extraction / upgrading a, intended to enhance the grade and recovery of heavy oil and bituminous oil. Однако частицы катализатора гидрокрекинга не обладают хорошей диспергацией в присутствии воды, поскольку минералы катализатора имеют тенденцию к предпочтительной миграции к водной фазе и при нахождении там становятся менее доступными для реакций с углеводородами. However, the hydrocracking catalyst particles do not have good dispersion in the presence of water as catalyst minerals tend to be preferred migration to the aqueous phase and when the there becomes less available for reaction with the hydrocarbons. Кроме того, вода обладает ограниченной способностью к переносу диспергированных частиц через песчаные формации вследствие низкой вязкости воды. Further, water has a limited ability to transport the dispersed particles through the sand formation due to the low viscosity of water. Следовательно, хотя водяной пар и вода не представляют собой яды для катализатора, диспергирование частиц катализатора в камере гравитационного дренирования с закачкой водяного пара, определяемой конденсатом и водяным паром, как полагают, связано с существенными техническими проблемами. Therefore, although the water vapor and the water does not constitute poisons for the catalyst, the catalyst particles in the dispersion chamber gravity drainage with the injection of water vapor is determined and steam condensate is believed to be due to significant technical problems.

[0012] Кроме того, обычно полагают, что при температурах менее 150°C вязкость битуминозной нефти или вакуумного остатка слишком высока для эффективного объединения частиц катализатора и газов, таких как водород. [0012] Furthermore, generally believed that at temperatures less than 150 ° C the viscosity of the bituminous oil or vacuum residue is too high for effective association of the catalyst particles and gases such as hydrogen. Другими словами, в очень вязкой битуминозной нефти время реакции медленное вследствие ограничений на массообмен вдобавок к кинетическим ограничениям вследствие относительно низкого энергетического уровня. In other words, a very viscous bituminous oil slow response time due to limitations on mass transfer in addition to the kinetic limitations due to the relatively low energy level.

Увеличенное извлечение нефти Increased oil recovery

[0013] В дополнение к нефтеносным пластам с тяжелой нефтью другие типы нефтеносных пластов, включая обычные нефтеносные пласты, прошедшие пик выработки, и карбонатные формации, продолжают исследовать относительно новые или интенсифицированные способы извлечения нефти. [0013] In addition to the oil reservoir with other types of heavy oil reservoirs, including conventional oil-bearing strata, past peak production, and carbonate formation, continue to explore a relatively new or intensified oil recovery methods. Для обычных нефтеносных пластов с уменьшающимся объемом добычи продолжает иметь место необходимость использования экономически эффективных методов, содействующих извлечению и/или уменьшению скорости снижения добычи в таких нефтеносных пластах. For conventional oil reservoirs with decreasing volume of extraction continues to be the need for cost-effective methods that facilitate removal and / or reduction of reducing the production rate in such oil-bearing formations. Кроме того, способы добычи углеводородов из различных карбонатных формаций продолжают представлять интерес, поскольку нефтяные компании стремятся эксплуатировать эти типы нефтеносных пластов. In addition, methods for the production of hydrocarbons from a variety of carbonate formations continue to be of interest, because the oil companies are seeking to exploit these types of reservoirs. Также представляют интерес новые способы увеличения нефтеотдачи пласта. Also of interest are new methods of enhanced oil recovery.

Известный уровень техники BACKGROUND ART

[0014] При известном уровне техники существует много примеров различных способов извлечения. [0014] In the prior art there are many examples of different methods of extraction. Например, были предложены способы извлечения, использующие комбинацию нагнетания водяного пара и растворителя. For example, extraction methods have been proposed that use a combination of steam injection and solvent. В публикации заявки на патент США №2005/0211434 описан процесс извлечения посредством гравитационного дренирования с закачкой водяного пара, включающий дорогостоящий начальный этап добычи, в ходе которого водяной пар и растворитель тяжелых углеводородов нагнетают в нефтеносный пласт, и более дешевый последующий этап добычи, в ходе которого растворитель легких углеводородов нагнетают в нефтеносный пласт для содействия увеличению подвижности битуминозной нефти. In the publication U.S. Patent Application №2005 / 0211434 discloses a process of extraction by gravity drainage with the injection of steam, comprising an initial step of extraction expensive, during which water vapor and heavier hydrocarbon solvent is pumped into the reservoir, and cheaper subsequent stage extraction, during which light hydrocarbon solvent is pumped into the reservoir to facilitate increased mobility of bituminous oil.

[0015] Патент США №4444261 описывает способ улучшения эффективности вытеснения в процессе вытеснения нефти водяным паром при извлечении нефти посредством вертикальной добывающей скважины, размещенной на расстоянии от вертикальной нагнетательной скважины. [0015] U.S. Patent №4444261 describes a method for improving sweep efficiency in the displacement of oil by water vapor at extraction of oil by the vertical production well located in the region of a vertical injection well. В этом способе водяной пар нагнетают в формацию через нагнетательную скважину, пока не будет иметь место нагнетание водяного пара или образование зоны вытеснения нефти водяным паром в верхней части пласта. In this method, steam is injected into the formation through an injection well until occur injecting steam or formation of oil displacement by water vapor zone in the upper portion of the formation. Затем углеводород с высоким молекулярным весом нагнетают при высокой температуре (500-1000°F) в зону вытеснения нефти водяным паром в качестве отклоняющей текучей среды, и обеспечивают возможность ее охлаждения до образования неподвижной пробки в зоне вытеснения нефти водяным паром. Then, a hydrocarbon with a high molecular weight is injected at high temperature (500-1000 ° F) in the displacement of oil by steam zone as deflecting the fluid and allow it to form a stationary cooling tube in the zone of displacement of oil by water vapor. После образования пробки возобновляют закачку водяного пара и пробка отклоняет водяной пар, заставляя его проходить ниже пробки и ниже зоны вытеснения нефти водяным паром, обеспечивая, тем самым, подвижность более низких частей нефти. After plug formation is resumed injection of steam and the steam tube deflects, causing it to extend below the tube and below the displacement of oil by water vapor zone, thereby providing the mobility of the lower parts of oil. В качестве другого примера Патент США №6 662 872 описывает комбинированный процесс экстракции водяным паром и другим паром в системе добычи типа гравитационного дренирования с закачкой водяного пара. As another example, U.S. Patent №6 662 872 describes a combined process of extracting water vapor and other vapor extraction system type gravity drainage with the injection of water vapor.

[0016] Поскольку операцию повышения сортности обычно выполняют в отношении битуминозной нефти или тяжелой нефти после ее извлечения, в нескольких способах предложена концепция повышения сортности in situ, причем по мере выработки нефти происходит постепенное уменьшение вязкости тяжелой нефти и ее плотности в градусах Американского нефтяного Института. [0016] Since the operation of upgrading typically operate against bituminous oil or heavy oil after its extraction in several methods proposed concept for upgrading in situ, wherein at least production of oil there is a gradual decrease in the viscosity of heavy oil and its density in degrees American Petroleum Institute. Например, патент США №6412557 описывает проводимый in situ процесс повышения сортности битуминозной нефти в подземном нефтеносном пласте, в котором катализатор повышения сортности иммобилизирован в нисходящей скважине и проходящий in situ процесс сгорания использован для подачи теплоты с целью облегчения повышения сортности в процессе типа "от носка к пятке скважины". For example, U.S. Patent №6412557 describes conducted in situ process for upgrading a bituminous oil in a subterranean oil-bearing formation, wherein the catalyst for upgrading immobilized downhole and extending in situ combustion process is used to supply heat to facilitate the process of upgrading the type "from the nose to the heel of the well. "

[0017] В качестве других примеров Патент США №7363973 описывает способ стимулирования добычи тяжелой нефти посредством гравитационного дренирования с закачкой водяного пара при использовании паров растворителей, в котором может быть использовано выполняемое in situ повышение сортности, а Публикация заявки №2008/0017372 на патент США описывает проводимый in situ процесс извлечения тяжелой нефти и битуминозной нефти в системе извлечения типа гравитационного дренирования с закачкой водяного пара при использовании растворителей С3+ (в частности, С3-С10). [0017] As other examples of U.S. Patent describes a method of stimulating №7363973 heavy oil by gravity drainage with the injection of steam when using the solvent vapors, which can be performed in situ used for upgrading, and application Publication №2008 / US patent 0,017,372 It describes a process conducted in situ recovery of heavy oil and bituminous oil extraction system type gravity drainage with the injection of steam when using solvents C3 + (in particular, a C3-C10). Повышение сортности описано как неотъемлемо происходящее вследствие наличия растворителей, контактирующих с битуминозной нефтью. Increasing the grade described as inherently occurs because of the presence of solvents, into contact with the bituminous oil.

[0018] Еще один пример показан в Публикации заявки №2006/0175053 на патент США, которая описывает процесс улучшения извлечения сырой нефти. [0018] Another example is shown in the Application Publication №2006 / US patent 0,175,053, which describes a process for improving the recovery of crude oil. Этот процесс использует изолированную трубу для передачи горячих текучих сред в формацию с целью облегчения извлечения. This process uses an insulated pipe for the transfer of hot fluids into the formation to facilitate recovery. Такие горячие текучие среды могут включать парафины и асфальтены. Such hot fluids may include paraffins and asphaltenes.

[0019] В соответствии с этим, хотя продолжают развиваться различные технологии, улучшающие общие методологии гравитационного дренирования с закачкой водяного пара и экстракции пара, не исчезла необходимость в улучшенном проводимом in situ способе извлечения, в котором нет необходимости отправки большого количества воды или газообразных растворителей к месту добычи, и нет необходимости присутствия большого количества водяного пара и воды в нефтеносном пласте. [0019] Accordingly, although continuing to develop various techniques to improve the overall methodology gravity drainage with the injection of water vapor and extraction steam persists a need for improved conductivity in situ recovery process, which does not need to send a large amount of water or gaseous solvent to place of production, and does not need the presence of large amounts of steam and water in the reservoir. Кроме того, в целом необходимы улучшенные формы выполняемых in situ способов повышения сортности, которые более экономичны, эффективны и в состоянии извлекать более высокую долю нефти. Furthermore, generally requires an improved form performed by in situ methods for upgrading which are more economical, effective and is able to extract a higher proportion of oil.

[0020] Более того, существует необходимость в улучшенных интенсифицированных способах извлечения и способах добычи нефти, которые могут быть использованы в обычных нефтеносных пластах и карбонатных формациях. [0020] Moreover, there is a need for improved methods intensified extraction methods and oil recovery, which can be used in conventional oil reservoirs and carbonate formations.

Раскрытие изобретения SUMMARY OF THE iNVENTION

[0021] Согласно настоящему изобретению предложены системы и способы для проводимого in situ повышения сортности углеводородов в пределах углеводородной геологической формации. [0021] The present invention provides systems and methods for in situ conducted for upgrading hydrocarbons within the hydrocarbon formation.

[0022] В качестве первой особенности настоящего изобретения предложен способ извлечения и проводимого in situ повышения сортности углеводородов в паре скважин, состоящей из нагнетательной скважины и извлекающей скважины, в пределах нефтеносного пласта, содержащего тяжелые углеводороды, причем способ включает операции: а) ввода выбранного количества горячей нагнетаемой текучей среды, включая фракцию тяжелых углеводородов, в нагнетательную скважину для содействия извлечению углеводородов и проводимого in situ повышения сортности; [0022] In a first aspect the present invention provides a method for extracting and conducted in situ upgrading a hydrocarbon in a pair of wells comprising the injection well and extracting wells within the oil-bearing formation containing heavy hydrocarbons, the method comprising the steps of: a) entering a selected amount pumping hot fluid, including the heavy hydrocarbon fraction in the injection well to facilitate the extraction of hydrocarbons and held in situ for upgrading; и b) извлечения углеводородов из извлекающей скважины. and b) withdrawing hydrocarbon recovery from the well.

[0023] В другом варианте реализации настоящего изобретения фракция тяжелых углеводородов содержит любой материал из сланцевой нефти, битуминозной нефти, атмосферного остатка, вакуумного остатка или деасфальтизата или их комбинацию. [0023] In another embodiment, the heavy hydrocarbon fraction contains any material of shale oil, bituminous oil, atmospheric residue, vacuum residue or deasphalting or a combination thereof.

[0024] В дополнительных вариантах реализации настоящего изобретения углеводороды, извлеченные из извлекающей скважины, подвергнуты процессу разделения, в ходе которого разделены тяжелые и легкие фракции, причем тяжелая фракция содержит остаточную фракцию. [0024] In additional embodiments, the hydrocarbons extracted from an extraction well, subjected to the separation process, in which the separated heavy and light fraction, the heavy fraction contains residual fraction.

[0025] В другом варианте реализации настоящего изобретения остаточная фракция от процесса разделения смешана с нагнетаемой текучей средой до введения в нагнетательную скважину. [0025] In another embodiment of the present invention the residual fraction from the separation process is mixed with the injected fluid before injection into the injection well.

[0026] В другом варианте реализации настоящего изобретения способ дополнительно включает операцию смешивания подпиточных тяжелых углеводородов с нагнетаемой текучей средой до введения нагнетаемой текучей среды в нагнетательную скважину, причем температурой и давлением нагнетаемой текучей среды управляют так, чтобы способствовать реакциям повышения сортности в нисходящей скважине. [0026] In another embodiment, the method further includes the step of mixing make-up of heavy hydrocarbons with injected fluid before introduction of the fluid injected into the injection well, the temperature and pressure of the injected fluid is controlled to promote reactions of upgrading downhole.

[0027] В другом варианте реализации настоящего изобретения закачиваемая текучая среда содержит понизитель вязкости. [0027] In another embodiment of the present invention, the injected fluid comprises a viscosity reducer.

[0028] В дополнительных вариантах реализации настоящего изобретения температурой и давлением нагнетаемой текучей среды управляют так, чтобы способствовать реакциям повышения сортности в виде термического крекинга. [0028] In additional embodiments, the temperature and pressure of the injected fluid is controlled to promote reactions for upgrading a thermal cracking.

[0029] В других вариантах реализации настоящего изобретения температуру нагнетаемой текучей среды контролируют так, чтобы обеспечить температуру 320±20°C в скважинном зумпфе и/или время 24-2400 часов пребывания нагнетаемых текучих сред в нисходящей скважине. [0029] In other embodiments of the present invention, the temperature of the fluid injected is controlled to provide a temperature of 320 ± 20 ° C in a downhole sump and / or time 24-2400 hours in the injected fluids downhole.

[0030] В другом варианте реализации настоящего изобретения температуру и давление нагнетаемой текучей среды контролируют таким образом, чтобы более чем 30% от остаточного тяжелого углеводорода в извлеченной битуминозной нефти было преобразовано в более легкие фракции. [0030] In another embodiment of the present invention, the temperature and pressure of the injected fluid is controlled so that over 30% of the residual hydrocarbon heavy oil in the extracted bitumen has been converted to lighter fractions.

[0031] В другом варианте реализации настоящего изобретения температуру и давление нагнетаемой текучей среды контролируют таким образом, чтобы вязкость извлеченных углеводородов составляла меньше 500 сантипуазов при температуре 25°C. [0031] In another embodiment of the present invention, the temperature and pressure of the injected fluid is controlled so that the viscosity of the recovered hydrocarbons was less than 500 centipoise at 25 ° C.

[0032] В другом варианте реализации настоящего изобретения вязкость извлеченных углеводородов составляет меньше 250 сантипуазов при температуре 25°C. [0032] In another embodiment, the viscosity of the recovered hydrocarbons is less than 250 centipoise at 25 ° C.

[0033] Еще в одном варианте реализации настоящего изобретения до проведения операции а) водяной пар нагнетают в пару горизонтальных скважин для инициирования связи между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной и образования подземной реакционной камеры. [0033] In yet another embodiment of the present invention, prior to step a) steam is injected into a pair of horizontal wells to initiate communication between the injection well and the production well and a subterranean formation reaction chamber.

[0034] В другом варианте реализации настоящего изобретения до проведения операции а) водяной пар постепенно заменяют текучей средой из тяжелого углеводорода, содержащей любой материал из тяжелой нефти, сланцевой нефти, битуминозной нефти, атмосферного остатка, вакуумного остатка или деасфальтизата или их комбинацию. [0034] In another embodiment of the present invention, prior to step a) steam is gradually replaced by fluid from the heavy hydrocarbon containing any material from heavy oil, shale oil, tar oil, atmospheric residue, vacuum residue or deasphalting or a combination thereof.

[0035] Еще в одном варианте реализации настоящего изобретения способ включает операцию примешивания катализатора в нагнетаемую текучую среду до введения нагнетаемой текучей среды в нагнетательную скважину. [0035] In yet another embodiment of the present invention, the method includes the step of mixing the catalyst in the pumped fluid to the pumped fluid injection into the injection well.

[0036] В другом варианте реализации настоящего изобретения способ дополнительно включает операцию примешивания водорода в нагнетаемую текучую среду до введения нагнетаемой текучей среды в нагнетательную скважину. [0036] In another embodiment, the method further includes the step of mixing hydrogen in the pumped fluid to the pumped fluid injection into the injection well.

[0037] В других вариантах реализации настоящего изобретения температуры и давления нагнетаемой текучей среды контролируют так, чтобы содействовать любой реакции из реакций гидрообработки, гидрокрекинга или парового крекинга или их комбинации. [0037] In other embodiments of the present invention, the temperature and pressure of the injected fluid is controlled to promote reaction of any hydroprocessing reactions, steam cracking or hydrocracking, or combinations thereof.

[0038] В другом варианте реализации настоящего изобретения водород смешан с нагнетаемой текучей средой для обеспечения избыточного водорода для проведения реакций гидрообработки и гидрокрекинга. [0038] In another embodiment of the present invention, hydrogen is mixed with the injected fluid to provide excess hydrogen for the hydrotreating and hydrocracking reactions.

[0039] Еще в одном варианте реализации настоящего изобретения водород нагнетают вдоль длины нагнетательной скважины. [0039] In yet another embodiment of the present invention, hydrogen is injected along the length of the injection well.

[0040] В другом варианте реализации настоящего изобретения примерно 1/3 водорода смешивают с нагнетаемой текучей средой на поверхности и примерно 2/3 нагнетают в нефтеносный пласт вдоль горизонтальной длины извлекающей скважины. [0040] In another embodiment, approximately 1/3 of the hydrogen is mixed with the injected fluid on the surface and about 2/3 is injected into the reservoir along the horizontal length of the extracting hole.

[0041] Еще в одном варианте реализации настоящего изобретения водород нагнетают из извлекающей скважины через по меньшей мере одну обсадную трубу, функционально присоединенную к добывающей скважине. [0041] In yet another embodiment of the present invention, hydrogen is injected from an extraction well through the at least one casing, operably linked to a producing well.

[0042] В различных вариантах реализации настоящего изобретения катализатор представляет собой любой катализатор из нанокатализаторов или ультрадиспергированных катализаторов или комбинацию таких катализаторов, причем нанокатализатор может представлять собой частицы с размерами меньше 1 микрон и/или меньше 120 нм. [0042] In various embodiments of the present invention, the catalyst is any catalyst or of nanocatalysts ultradispersed catalysts or combinations of such catalysts, the nanocatalyst may be particles with sizes less than 1 micron and / or less than 120 nm.

[0043] В другом варианте реализации настоящего изобретения множество соседних взаимосвязанных пар скважин выполнено в виде одного куста скважин, причем одна пара из взаимосвязанных пар скважин представляет собой пару скважин, предназначенную для повышения сортности, и текучие среды из тяжелых углеводородов, извлеченные из каждой скважины, смешаны с нагнетаемой текучей средой для пары скважин, предназначенной для повышения сортности. [0043] In another embodiment of the present invention, a plurality of adjacent interconnected pairs of holes made in the form of a well cluster, and one pair of interconnected wells of pairs is a pair of holes, designed to improve the grade, and fluids from the heavy hydrocarbon recovered from each well, mixed with injection fluid for well pair, designed to improve the grade.

[0044] В дополнительном варианте реализации настоящего изобретения текучие среды из тяжелых углеводородов содержат любой материал из тяжелой нефти, сланцевой нефти, битуминозной нефти, атмосферного остатка, вакуумного остатка или деасфальтизата или их комбинацию. [0044] In a further embodiment of the present invention, fluids from the heavy hydrocarbons comprise any material from heavy oil, shale oil, tar oil, atmospheric residue, vacuum residue or deasphalting or a combination thereof.

[0045] В другом варианте реализации настоящего изобретения нагнетательная скважина и извлекающая скважина содержат вертикально перекрываемые горизонтальные секции, а нагнетательная скважина представляет собой нижнюю скважину из нагнетательной скважины и извлекающей скважины. [0045] In another embodiment of the present invention, the injection well and the well extracts comprise vertically overlapping the horizontal section, and the injection well is a well bottom of the injection well and extracting wells.

[0046] Еще в одном варианте реализации настоящего изобретения нагнетательная скважина и извлекающая скважина содержат вертикально перекрываемые горизонтальные секции, а нагнетательная скважина представляет собой верхнюю скважину из нагнетательной скважины и извлекающей скважины. [0046] In yet another embodiment of the present invention, the injection well and the well extracts comprise vertically overlapping the horizontal section, and the injection well is the upper hole of the injection well and extracting wells.

[0047] В качестве другой особенности настоящего изобретения предложен способ повышения сортности тяжелых углеводородов во время извлечения углеводородов из формации с тяжелыми углеводородами, включающий следующие операции: а) бурение нагнетательной скважины и извлекающей скважины в формацию с тяжелыми углеводородами; [0047] As another aspect of the present invention provides a method for upgrading heavy hydrocarbons during a hydrocarbon recovery from the formation of heavy hydrocarbons, comprising the following steps: a) drilling an injection well and into the formation an extraction wells with heavy hydrocarbons; b) создание камеры повышения подвижности углеводородов внутри формации с тяжелыми углеводородами посредством ввода горячей текучей среды в нагнетательную скважину, чтобы способствовать подвижности углеводородов в направлении к добывающей скважине; b) creating increase mobility of hydrocarbons within the formation chamber with heavy hydrocarbons by introducing hot fluid into said injection well to facilitate the mobility of hydrocarbons in a direction towards a production well; с) извлечение тяжелых углеводородов из извлекающей скважины на поверхность; c) recovering the heavy hydrocarbons from an extraction well to the surface; d) выполнение процесса разделения в отношении углеводородов, извлеченных в ходе операции с), с образованием фракций более легких углеводородов и фракций остаточных тяжелых углеводородов; d) performance of the separation process in relation to the hydrocarbons recovered in step c), to form a light hydrocarbon fractions and residual fractions of heavy hydrocarbons; е) введение части или всех фракций остаточных тяжелых углеводородов при определенных значениях температуры и давления для содействия реакциям повышения сортности углеводородов в камере повышения подвижности углеводородов; f) introducing part or all of the residual fractions of heavy hydrocarbons under certain temperature and pressure to facilitate reactions for upgrading hydrocarbons in the chamber increase mobility of hydrocarbons; и f) извлечение совместно смешанных углеводородов повышенной сортности из извлекающей скважины. and f) extracting co-mixed grade hydrocarbons increased withdrawing from the well.

[0048] В другом варианте реализации настоящего изобретения часть полученной при разделении тяжелой остаточной фракции использована в качестве топлива для выработки теплоты, нагревающей закачиваемые текучие среды для выполнения реакций повышения сортности. [0048] In another embodiment of the present invention, a portion obtained by separating the heavy residual fraction is used as fuel to produce heat, the heating fluid is pumped to perform reactions of upgrading.

[0049] Еще в одном варианте реализации настоящего изобретения способ дополнительно включает операцию использования части легких углеводородов для проведения дополнительных процессов разделения с целью коммерциализации. [0049] In yet another embodiment, the method further includes the step of using a portion of light hydrocarbons for further separation processes in order to commercialize.

[0050] В другом варианте реализации настоящего изобретения операция е) включает введение катализатора в нагнетательную скважину, чтобы способствовать каталитическому повышению сортности внутри нагнетательной скважины и камеры повышения подвижности углеводородов, и/или операция е) дополнительно включает введение водорода в нагнетательную скважину, чтобы способствовать реакциям повышения сортности в камере повышения подвижности углеводородов. [0050] In another embodiment of the present invention, the step e) comprises the catalyst introduction into the injection well to promote the catalytic upgrading a inside an injection well and a chamber improve hydrocarbon mobility and / or step e) further includes the introduction of hydrogen into the injection well to promote reactions upgrading a hydrocarbon in the chamber increase mobility.

[0051] В качестве еще одной особенности настоящего изобретения предложена система для извлечения и проводимого in situ повышения сортности тяжелых углеводородов в пределах формации, содержащей тяжелые углеводороды, причем система содержит: нагнетательную скважину; [0051] As another aspect of the present invention provides a system for extracting and held in situ for upgrading heavy hydrocarbons within the formation containing heavy hydrocarbons, the system comprising: an injection well; извлекающую скважину; extracting hole; причем нагнетательная скважина и извлекающая скважина функционально присоединены к колонне дистилляции углеводородов для разделения текучих сред, извлеченных из извлекающей скважины, на тяжелые и легкие фракции; wherein the injection well borehole, and extracting operably attached to hydrocarbons distilling column for separating the fluids extracted from an extraction well, heavy and light fractions; и систему смешивания и нагнетания горячей текучей среды, функционально присоединенную к колонне дистилляции для извлечения тяжелых фракций из колонны дистилляции и для смешивания тяжелой фракции с дополнительными нагнетаемыми текучими средами для нагнетания в нагнетательную скважину. and mixing and injecting hot fluid system operably connected to the distillation column for removal of heavy ends from the distillation column and a heavy fraction for blending with additional injected fluid for injection into the injection well.

[0052] В другом варианте реализации настоящего изобретения система дополнительно содержит систему разделения газа и жидкостей, функционально присоединенную к извлекающей скважине для разделения газа и жидкостей, извлеченных из извлекающей скважины, и для подачи отделенных жидкостей в колонну дистилляции, и/или систему нагнетания катализатора, функционально присоединенную к системе смешивания и нагнетания горячей текучей среды для введения катализатора в систему смешивания и нагнетания горячей текучей среды, и/или систему нагнетания в [0052] In another embodiment, the system further comprises a system of gas separation and liquid operably connected to an extraction well for separating gas and liquid extracted from an extraction well, and for supplying the separated liquids in the distillation column, and / or catalyst injection system, operably linked to a hot fluid mixing and delivery system for introducing the medium in the catalyst mixing and injection of hot fluid and / or injection system дорода, функционально присоединенную к системе смешивания и нагнетания горячей текучей среды для введения водорода в систему смешивания и нагнетания горячей текучей среды, и/или систему нагнетания понизителя вязкости, функционально присоединенную к системе смешивания и нагнетания горячей текучей среды для введения понизителя вязкости в систему смешивания и нагнетания горячей текучей среды, и/или по меньшей мере одну дополнительную скважину нагнетания и извлечения, функционально присоединенную к колонне дистилляции для введения доп portly operably it linked to a hot fluid mixing and injection system environment for the introduction of hydrogen in the mixing and discharge of hot fluid and / or injection system reducer viscosity operably connected to the mixing and discharge of hot fluid system for administration reducer viscosity in the mixing system, and injecting the hot fluid and / or at least one additional hole injection and extraction operably linked to a distillation column for introducing additional олнительных тяжелых углеводородов из по меньшей мере одной дополнительной извлекающей скважины в колонну дистилляции. olnitelnyh heavy hydrocarbons from at least one additional wells in extracting the distillation column.

[0053] В качестве еще одной особенности настоящего изобретения предложен способ повышения сортности тяжелых углеводородов во время извлечения углеводородов из формации с тяжелыми углеводородами, включающий следующие операции: а) бурение нагнетательной скважины и извлекающей скважины в формацию с тяжелыми углеводородами; [0053] As another aspect of the present invention provides a method for upgrading heavy hydrocarbons during a hydrocarbon recovery from the formation of heavy hydrocarbons, comprising the following steps: a) drilling an injection well and into the formation an extraction wells with heavy hydrocarbons; b) создание камеры повышения подвижности углеводородов внутри формации с тяжелыми углеводородами посредством ввода горячей текучей среды в нагнетательную скважину, чтобы способствовать подвижности углеводородов в направлении к извлекающей скважине; b) creating increase mobility of hydrocarbons within the formation chamber with heavy hydrocarbons by introducing hot fluid into said injection well to facilitate the mobility of hydrocarbons in the withdrawing direction of the borehole; с) извлечение тяжелых углеводородов из извлекающей скважины на поверхность; c) recovering the heavy hydrocarbons from an extraction well to the surface; d) выполнение процесса деасфальтизационного разделения под воздействием растворителя в отношении углеводородов, извлеченных в ходе операции с), с образованием деасфальтизата и асфальтового пека; d) execution deasfaltizatsionnogo separation process under the influence of the solvent in relation to hydrocarbons recovered in step c) to form a deasphalting asphalt and pitch; е) введение деасфальтизата, полученного в операции d), в нагнетательную скважину при определенных значениях температуры и давления для содействия реакциям повышения сортности углеводородов в камере повышения подвижности углеводородов; e) introducing the deasphalting obtained in step d), in the injection well at certain temperature and pressure to facilitate reactions for upgrading hydrocarbons in the chamber increase mobility of hydrocarbons; и f) извлечение совместно смешанных углеводородов повышенной сортности из извлекающей скважины. and f) extracting co-mixed grade hydrocarbons increased withdrawing from the well.

[0054] В другом варианте реализации настоящего изобретения часть асфальтового пека использована в качестве топлива для выработки теплоты, нагревающей нагнетаемые текучие среды для выполнения реакций повышения сортности. [0054] In another embodiment of the present invention, part of tar pitch is used as fuel to generate heat, heating of injected fluid for performing the reactions of upgrading.

[0055] Еще в одном варианте реализации настоящего изобретения способ дополнительно включает операцию использования части легких углеводородов для выполнения дополнительных процессов разделения с целью коммерциализации. [0055] In yet another embodiment, the method further includes the step of using a portion of light hydrocarbons to perform additional separation processes to commercialization.

[0056] В качестве еще одной особенности настоящего изобретения предложена система для извлечения и выполнения in situ повышения сортности тяжелых углеводородов в пределах формации, содержащей тяжелые углеводороды, причем система содержит: нагнетательную скважину; [0056] As another aspect of the present invention provides a system for retrieving and performing in situ for upgrading heavy hydrocarbons within the formation containing heavy hydrocarbons, the system comprising: an injection well; извлекающую скважину; extracting hole; причем нагнетательная скважина и извлекающая скважина функционально присоединены к системе деасфальтизации под воздействием растворителя для извлечения фракции деасфальтизата с целью смешивания с дополнительными нагнетаемыми текучими средами для нагнетания в нагнетательную скважину. wherein the injection well borehole, and extracting operably attached to the deasphalting system under the influence of the solvent to extract the deasphalting fraction to mixing with additional injected fluid for injection into the injection well.

[0057] В качестве еще одной особенности настоящего изобретения предложен способ повышения сортности тяжелых углеводородов во время извлечения углеводородов из формации с тяжелыми углеводородами, включающий следующие операции: а) бурение скважины в формацию с тяжелыми углеводородами; [0057] As another aspect of the present invention provides a method for upgrading heavy hydrocarbons during a hydrocarbon recovery from the formation of heavy hydrocarbons, comprising the following steps: a) drilling a well into the formation of heavy hydrocarbons; b) введение теплоты в скважину для создания камеры повышения подвижности углеводородов внутри формации с тяжелыми углеводородами, чтобы способствовать подвижности углеводородов внутри скважины; b) introduction of heat into the well to create a chamber increase mobility of hydrocarbons within the formation of heavy hydrocarbons to facilitate the mobility of hydrocarbons within the wellbore; с) извлечение тяжелых углеводородов из извлекающей скважины на поверхность и первоначальное хранение тяжелых углеводородов в нагретом резервуаре; c) recovering the heavy hydrocarbons from an extraction well to the surface and the initial deposit of heavy hydrocarbons in a heated reservoir; d) введение тяжелых углеводородов из нагретого резервуара в скважину при определенных температуре и давлении для содействия реакциям повышения сортности углеводородов в камере повышения подвижности углеводородов; d) introduction of the heated heavy hydrocarbon reservoir into the well at certain temperature and pressure to facilitate reactions for upgrading hydrocarbons in the chamber increase mobility of hydrocarbons; е) уплотнение скважины и поддержание давления в скважине в течение времени, достаточного для содействия реакциям повышения сортности углеводородов; e) sealing well and maintaining the pressure in the well for a time sufficient to facilitate reactions for upgrading hydrocarbons; и f) по прошествии достаточного времени, сброс давления в скважине и извлечение углеводородов повышенной сортности из скважины. and f) after a sufficient time, pressure relief in the well and enhanced recovery of hydrocarbons from the wellbore grade.

[0058] В других вариантах реализации настоящее изобретение включает операции ввода катализатора в скважину во время операции d); [0058] In other embodiments, the present invention includes a catalyst injection operation in the hole during operation d); и/или ввода водорода в скважину во время операции d). and / or hydrogen introduced into the well during the d) step.

[0059] В качестве еще одной особенности настоящего изобретения предложен способ извлечения и повышения in situ сортности углеводородов в паре скважин, состоящей из нагнетательной скважины и извлекающей скважины, внутри нефтеносного пласта с тяжелыми углеводородами, причем способ включает следующие операции: (а) введение выбранного количества горячей нагнетаемой текучей среды, включая тяжелую углеводородную фракцию, включающую любой материал из сланцевой нефти, битуминозной нефти, атмосферного остатка, вакуумного остатка или деасфальтизат [0059] As another aspect of the present invention provides a method for extracting and enhancing in situ grade hydrocarbons in a pair of wells comprising the injection well and extracting wells within the oil-bearing formation with a heavy hydrocarbon, the method comprising the steps of: (a) introducing a selected amount of pumping hot fluid, including the heavy hydrocarbon fraction comprising any material of shale oil, bituminous oil, atmospheric residue, vacuum residue or DAO а или их комбинацию, чтобы способствовать извлечению углеводородов и выполнению in situ повышения сортности; or a combination thereof, to facilitate the extraction of hydrocarbons and performing in situ for upgrading; (b) извлечение углеводородов из извлекающей скважины; (B) recovering hydrocarbons from an extraction well; (с) выполнение процесса разделения в отношении углеводородов, извлеченных из извлекающей скважины, в ходе которого происходит отделение тяжелых и легких фракций для образования любого материала из сланцевой нефти, битуминозной нефти, атмосферного остатка, вакуумного остатка или деасфальтизата или их комбинации; (C) performing a separation process in relation to hydrocarbons recovered from an extraction well, in which separates light and heavy fractions for the formation of any material from shale oil, tar oil, atmospheric residue, vacuum residue or deasphalting or combinations thereof; (d) повторное введение любого материала из сланцевой нефти, битуминозной нефти, атмосферного остатка, вакуумного остатка или фракции деасфальтизата в скважину в качестве горячей нагнетаемой текучей среды при определенных значениях температуры и давления, для содействия повышению сортности и повторения операций от (а) до (d). (D) re-introduction of any material from shale oil, tar oil, atmospheric residue, vacuum residue or a deasphalting fraction in the well as the hot injected fluid at a certain temperature and pressure to promote the grade and repeating steps (a) to ( d).

Краткое описание чертежей BRIEF DESCRIPTION OF DRAWINGS

[0060] Изобретение описано со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых: [0060] The invention is described with reference to the accompanying drawings, in which:

На фиг. FIG. 1 схематически показана диаграмма проводимого in situ процесса повышения сортности при помощи остатка в соответствии с первым вариантом реализации настоящего изобретения; 1 schematically shows a diagram of the process carried out in situ by means of upgrading the residue in accordance with a first embodiment of the present invention;

На фиг. FIG. 2 схематически показана диаграмма проводимого in situ каталитического процесса повышения сортности при помощи остатка в соответствии со вторым вариантом реализации настоящего изобретения; 2 schematically shows a diagram conducted in situ catalytic process for upgrading using the remainder in accordance with the second embodiment of the present invention;

На фиг. FIG. 2А схематически показан вид сверху для проводимого in situ процесса повышения сортности при помощи остатка при использовании множества пар скважин; 2A schematically shows a top view of the process carried out in situ by means of upgrading the residue using a plurality of well pairs;

На фиг. FIG. 2В схематически показан вид в поперечном сечении для различных проводимых in situ процессов повышения сортности при помощи остатка при использовании одной или больше вертикальных скважин в качестве скважин для нагнетания/извлечения; 2B schematically shows a cross sectional view for the various processes carried out in situ by means of upgrading the residue using one or more vertical wells as well for injecting / retrieving;

На фиг. FIG. 3 схематически показана диаграмма камеры извлечения в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения; 3 schematically shows a diagram of the recovery chamber in accordance with one embodiment of the present invention;

На фиг. FIG. 4 схематически показана диаграмма типичного температурного градиента в паре скважин, предназначенных для повышения сортности, и в камере извлечения в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения; 4 schematically shows a diagram of a typical temperature gradient in a pair of holes, designed for improving the grade and recovery chamber in accordance with one embodiment of the present invention;

На фиг. FIG. 5 схематически показана диаграмма наземного оборудования для пары скважин, предназначенных для повышения сортности, в соответствии с другим вариантом реализации настоящего изобретения; 5 schematically shows a diagram of the ground equipment to the pair of wells designed to improve the grade, in accordance with another embodiment of the present invention;

На фиг. FIG. 6 схематически показана диаграмма наземного оборудования для пары скважин, предназначенных для повышения сортности, в соответствии с другим вариантом реализации настоящего изобретения, использующим деасфальтизат; 6 schematically shows a diagram of the ground equipment to the pair of wells designed to improve the grade, in accordance with another embodiment of the present invention using DAO;

На фиг. FIG. 7 схематически показана диаграмма зон повышения сортности согласно настоящему изобретению; 7 schematically illustrates a diagram of zones of upgrading according to the present invention; и, and,

На фиг. FIG. 8 схематически показана диаграмма другого варианта реализации настоящего изобретения, использующего способ циклической закачки пара в скважину. 8 schematically shows a diagram of another embodiment of the present invention uses a cyclic method of steam injection into the well.

Подробное описание изобретения DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

Обзор Overview

[0061] Согласно настоящему изобретению и со ссылками на чертежи ниже описаны системы, устройства и способы, предназначенные для проведения in situ повышения сортности углеводородов в операциях по добыче углеводородов. [0061] According to the present invention and with reference to the drawings below describes systems, devices and methods intended for in situ upgrading a hydrocarbon in hydrocarbon production operations. В частности, эти способы обеспечивают возможность повышения сортности тяжелой нефти и битуминозной нефти внутри извлекающей скважины и камеры формации при использовании горячих нагнетаемых текучих сред. In particular, these methods allow for upgrading heavy oil and bituminous oil inside the well and withdrawing formation chamber using hot injected fluids. В первом варианте реализации настоящего изобретения горячая закачиваемая текучая среда содержит остаточную фракцию. In the first embodiment of the present invention, the injected hot fluid contains residual fraction. Во втором варианте реализации настоящего изобретения закачиваемая текучая среда содержит деасфальтизат. In a second embodiment of the present invention, the injected fluid contains DAO. В обоих случаях водородный газ и катализатор могут быть закачаны вместе с горячим остатком или деасфальтизатом для содействия проведению in situ повышения сортности и извлечению тяжелой нефти и битуминозной нефти. In both cases, hydrogen gas and catalyst may be injected together with the hot DAO or residue to facilitate in situ improve the grade and recovery of heavy oil and bituminous oil.

[0062] Согласно настоящему изобретению и в контексте этого описания последующие общие определения приведены для используемых здесь терминов. [0062] According to the present invention and in the context of this disclosure the following general definitions are provided for terms used herein. Сверхтяжелые углеводороды обычно определены как углеводородные фракции, дистилляция которых имеет место при температурах выше 500°C (при атмосферном давлении) или имеющие плотность в градусах Американского нефтяного Института меньше чем 10 (больше 1000 кг/м 3 ). Superheavy hydrocarbons usually defined as hydrocarbon fractions which distillation takes place at temperatures above 500 ° C (at atmospheric pressure) or have a density in the American Petroleum Institute degrees less than 10 (more than 1000 kg / m 3). Тяжелые углеводороды дистиллированы между температурами 350°C и 500°C или имеют плотность в градусах Американского нефтяного Института между 10 и 22,3 (920-1000 кг/м 3 ). Heavy hydrocarbons distilled temperatures between 350 ° C and 500 ° C or have a density in the American Petroleum Institute degrees between 10 and 22.3 (920-1000 kg / m 3). Средние углеводороды дистиллированы между температурами 200°C и 350°C и обычно определены, как имеющие плотность в градусах Американского нефтяного Института между 22,3 и 31,1 (870-920 кг/м 3 ). Average hydrocarbons distilled temperatures between 200 ° C and 350 ° C and is generally defined as having a density in the American Petroleum Institute degrees between 22.3 and 31.1 (870-920 kg / m 3). Легкие углеводороды определены как имеющие плотность в градусах Американского нефтяного Института выше 31,1 (меньше чем 870 кг/м 3 ) и дистиллируемые при температурах ниже 200°C. Light hydrocarbons are defined as having a density in the American Petroleum Institute degrees above 31.1 (less than 870 kg / m 3) and distillable at a temperature below 200 ° C.

[0063] Остаточная фракция представляет собой фракцию, дистиллируемую при температурах выше 540°C. [0063] The residual fraction is the fraction distillable at temperatures above 540 ° C. Фракция деасфальтизата представляет собой грубую фракцию, полученную в устройстве деасфальтизации, которое отделяет битум от битуминозной нефти. deasphalting fraction is the coarse fraction obtained in the deasphalting unit, which separates the asphalt from the bituminous oil.

Выполняемый in situ процесс повышения сортности при помощи остатка Performed in situ process for upgrading the residue using

[0064] В первом варианте реализации, показанном на фиг. [0064] In the first embodiment shown in FIG. 1, настоящее изобретение предлагает систему для выполнения in situ повышения сортности при помощи остатка в камере 12 для повышения сортности in situ, содержащую пару 13 скважин, предназначенную для повышения сортности. 1, the present invention provides a system for performing in situ by means of upgrading the residue in the chamber 12 to enhance the grade in situ, comprising a pair of holes 13, designed to improve the grade. В соответствии с этим вариантом реализации настоящего изобретения одна скважина из пары скважин, предназначенных для повышения сортности, представляет собой нагнетательную скважину 16, а другая скважина представляет собой извлекающую скважину 18. Эти пары скважин могут быть выполнены горизонтальными, вертикальными или наклонными и могут содержать комбинации таких скважин, как показано на фиг. In accordance with this embodiment of the present invention is one well of a pair of holes, designed for improving the grade represents the injection well 16, while another hole is withdrawing hole 18. These pairs of wells can be made horizontal, vertical or inclined, and may contain a combination of such wells, as shown in FIG. 2b. 2b. Для целей этого описания описана пара горизонтальных скважин, хотя совершенно понятно, что могут быть использованы другие комбинации пар скважин. For the purposes of this description, a pair of horizontal wells is described, although it is understood that other combinations of pairs of holes may be used. Сначала горячую текучую среду или водяной пар нагнетают в нагнетательную скважину, что вызывает рост камеры 12 в месте 16а нагнетания и вокруг него. First hot fluid or steam is injected into the injection well, which causes increase in the chamber 12 in the injection site 16a and around it. Извлекающая скважина 18 предназначена для сбора извлеченных текучих сред, из которой извлеченные текучие среды текут или выкачиваются на поверхность. Extracting hole 18 is used for collecting the extracted fluids from which extracted fluids flow or pumped to the surface. На поверхности извлеченные текучие среды входят в атмосферную и/или вакуумную колонну 20 дистилляции, где тяжелая нефть разделена на фракции по весу, оставляя на дне колонны дистилляции фракцию 20а тяжелого вакуумного или атмосферного остатка ("остаточная фракция"), а на более высоких уровнях колонны более легкие нефтяные фракции 20b, извлеченные газы 20с и извлеченный понизитель вязкости 20d (если он был использован). On the surface of the extracted fluid enters the atmospheric and / or vacuum column 20 distillation, wherein the heavy oil is separated into fractions by weight, leaving the bottom of the distillation column a fraction 20a of heavy vacuum or atmospheric residue ( "residual fraction") and at higher levels of the column lighter petroleum fractions 20b, 20c and the extracted gases are extracted viscosity reducer 20d (if it was used).

[0065] Согласно настоящему изобретению горячие текучие среды, нагнетаемые в нагнетательную скважину, содержат остаточную фракцию 20а из колонны дистилляции, дополнительную битуминозную нефть 20е из другого источника и/или понизитель вязкости 20f и/или другие горячие текучие среды, включая водяной пар. [0065] According to the present invention, hot fluids injected into the injection well, contain residual fraction 20a of distillation columns, additional bituminous oil from another source 20e and / or 20f viscosity reducer and / or other hot fluids, including water vapor. Важно отметить, что нагнетание остаточной фракции способствует проводимым in situ реакциям термического крекинга/повышения сортности внутри формации. Importantly, injection residual fraction promotes reactions conducted in situ thermal cracking / upgrading a within the formation. Кроме того, нагнетание остаточной фракции воздействует на общую эффективность реакций повышения сортности, поскольку фракции тяжелой нефти наиболее реакционно-способны в отношении реакций повышения сортности при воздействии теплоты. Furthermore, injection of a residual fraction affects the overall efficiency of upgrading reactions, since heavy oil fractions most reactive against capable of upgrading reactions when exposed to heat.

[0066] Важно отметить, что "повторное нагнетание" горячей остаточной фракции в нагнетательную скважину также представляет собой эффективный источник введения теплоты в камеру 12. Более того, хотя предпочтительно, чтобы остаток был извлечен из находящейся на буровой площадке колонны 20 дистилляции, совершенно понятно, что остаточная фракция 20а может быть образована в другом месте на поверхности, включая закачку на буровую площадку из других скважин или центров обработки, которые могут примыкать к скважине или быть вблизи нее, как показано на ф [0066] Importantly, the "re-injection of" hot residual fraction in the injection well is also an effective heat source to the introduction chamber 12. Moreover, although it is preferred that the residue was removed from the drill string located at the site 20 of distillation, absolutely clear, The residual fraction 20a may be formed elsewhere on the surface, including the injection to the wellsite from other wells or centers, which may be adjacent to the well or to be close to it, as shown in f иг. ur. 2А и 2В. 2A and 2B.

[0067] В соответствии с этим в предпочтительном варианте работы горячий остаток вырабатывают в колонне 20 дистилляции и повторно нагнетают в нагнетательную скважину при температуре в диапазоне 350±20°C, что идеально обеспечивает среднюю температуру зумпфа нефтеносного пласта, составляющую 320±20°C. [0067] Accordingly, in a preferred embodiment work hot residue generate in the column 20 distillation and re-injected into the injection well at a temperature in the range 350 ± 20 ° C, which is ideal provides average temperature sump reservoir, is 320 ± 20 ° C. Важно отметить, что поскольку температура закачиваемого горячего остатка обычно выше температуры водяного пара, горячий остаток приведет к более быстрому расширению камеры во время операций запуска и/или к более быстрому поддержанию размера в устойчивом состоянии. Importantly, since the temperature of the injected hot residue is usually higher temperature steam, hot residue will lead to more rapid expansion chamber during start-up operations and / or more rapid keeping the size in the steady state.

[0068] Кроме того, температура зумпфа в диапазоне 320±20°C способствует проводимому in situ термическому повышению сортности битуминозной нефти в нагнетательной скважине и в нефтеносном пласте посредством увеличения температуры битуминозной нефти до температуры, при которой могут происходить реакции повышения сортности (например, термический крекинг), а также уменьшение вязкости битуминозной нефти для улучшения общей подвижности битуминозной нефти в нефтеносном пласте. [0068] In addition, the sump temperature in the range 320 ± 20 ° C promotes conducted in situ thermal upgrading a bituminous oil in the injection well and in the reservoir by increasing the temperature of the bituminous oil to a temperature at which there can occur reactions for upgrading (e.g., thermal cracking) and reduction in viscosity bituminous oil to improve the overall mobility of bituminous oil in the reservoir.

[0069] В условиях устойчивого состояния время пребывания для закачиваемого остатка может составлять примерно 24-2400 часов (нормальный верхний предел примерно равен 500 часов) в зависимости от размера камеры и проницаемости пористых сред, как понятно специалистам в данной области техники. [0069] In steady state conditions the residence time for the injected residue may be about 24-2400 hours (normal upper limit is approximately 500 hours), depending on the size of the chamber and the permeability of porous media as understood by those skilled in the art. Извлеченная битуминозная нефть будет частично, но значительно, подвергнута повышению сортности для выработки совокупности продуктов из тяжелой нефти, имеющих типичную вязкость меньше 300 сантипуазов при температуре 60°F и плотность 14-15 в градусах Американского нефтяного института по сравнению с обычной плотностью 8-10 в градусах Американского нефтяного института для извлеченной битуминозной нефти при аналогичных условиях. Extracted bituminous oil is partially but significantly increase subjected to grading to produce aggregate products from heavy oil having a typical viscosity less than 300 centipoise at 60 ° F and a density of 14-15 degrees API in comparison with the conventional density of 8-10 degrees API for bituminous oil extracted under similar conditions. При обычных условиях время пребывания в 24-48 часов будет приводить к повышению сортности для более чем 30% извлеченной битуминозной нефти. Under normal conditions, the residence time in 24-48 hours will lead to an increase in the grade of more than 30% of the extracted bituminous oil.

[0070] Еще одно преимущество нагнетания горячего остатка согласно настоящему изобретению состоит в том, что извлекаемая нефть имеет более высокую температуру и содержит намного меньше воды, чем при закачивании водяного пара. [0070] Another advantage of the hot residue discharge according to the present invention is that the extracted oil has a higher temperature and contains much less water than when pumping water vapor. В соответствии с этим нагнетание горячего остатка может по существу устранить необходимость нагнетания воды в нефтеносный пласт таким образом, чтобы единственной вода в нефтеносном пласте была погребенная вода. Accordingly, the injection of hot residue may substantially eliminate the need for water injection into the reservoir so that only water was in the reservoir connate water. В результате будут устранены или существенно уменьшены затраты на обработку воды и/или удаление воды. The result will be eliminated or substantially reduced the cost of water treatment and / or removal of water.

[0071] Однако во время запуска водяной пар может быть закачан в нагнетательную скважину, чтобы начать рост камеры во время фаз запуска, причем в этом случае водяной пар с течением времени постепенно заменяют горячим остатком. [0071] However, during start-up steam may be injected into the injection well to start the growth chamber during the startup phase, in which case water vapor over time gradually replacing the hot residue. Таким образом, во время запуска могут быть нужны операции обработки и извлечения воды. Thus, during start-up may be needed water treatment and recovery operations. Однако также следует отметить, что использование водяного пара в этой операции может быть заменено использованием нагретой нефти из резервуара для хранения и обеспечением возможности рециркуляции горячей нефти внутри скважин, пока скважины не достигают возможности соединения. However, it should also be noted that the use of steam in this operation can be replaced by using heated oil from the storage tank and providing hot-oil recirculation inside wells while wells do not achieve connectivity. Выбор или водяного пара и/или нагретой нефти для обеспечения возможности соединения может быть выполнен на основании специфических особенностей совокупности скважин и экономики этих скважин. Selection or steam and / or heated oil to provide connectivity can be configured based on the particular characteristics of the aggregate wells and those wells economy.

[0072] В качестве альтернативы горячая нефть (битуминозная нефть, деасфальтизат, вакуумный газойль и т.д.) может быть закачана во время фаз запуска и использована для роста камеры с самого начала, если экономика определенного проекта поддерживает такой подход. [0072] Alternatively, hot oil (bituminous oil, DAO, vacuum gas oil, etc.) may be downloaded during the launch phase and the camera used for growth from the beginning, if a particular project economics supports this approach.

[0073] Следует иметь в виду, что использование горячего остатка для роста камеры обычно приводит к большему горизонтальному расширению камеры вместо вертикального расширения, возникающего вследствие обычно большего значения горизонтальной проницаемости формаций тяжелой нефти по сравнению со значением вертикальной проницаемости. [0073] It will be appreciated that the use of hot chamber for the remainder of growth usually results in a greater horizontal instead of vertical expansion of the expansion chamber, which occurs due to the generally larger value of horizontal permeability formations heavy oil compared with the value of vertical permeability. Существенно, что более расширенная в боковом направлении камера может приводить к более полному извлечению, чем обычная вертикальная камера, используемая в процессах гравитационного дренирования с закачкой водяного пара, поскольку большее горизонтальное расширение будет приводить к большему полному объему камеры извлечения. It is essential that a more extended laterally chamber may lead to more complete recovery than conventional vertical chamber used in processes gravity drainage with the injection of water vapor, since a large horizontal extension will lead to more complete recovery chamber volume.

Проводимый in situ процесс каталитического повышения сортности при помощи остатка Held in situ process for upgrading a catalytic residue using

[0074] В соответствии с другой особенностью настоящего изобретения и со ссылками на фиг. [0074] In accordance with another aspect of the present invention and with reference to FIG. 2-8 ниже описаны системы и способы для проводимого in situ процесса каталитического повышения сортности при помощи остатка в операции извлечения углеводорода. 2-8 below describes systems and methods for spent catalyst in situ process for upgrading using the residue in a hydrocarbon recovery operation. В частности, эти способы обеспечивают возможность проведения каталитического повышения сортности тяжелой нефти и битуминозной нефти внутри извлекающей скважины и камеры формации, содержащей пару скважин. In particular, these methods provide for the possibility of catalytic upgrading a heavy oil and bituminous oil extracting wells within the formation chamber and comprising a pair of boreholes.

[0075] Как показано на фиг. [0075] As shown in FIG. 2, в этом варианте реализации настоящего изобретения катализатор 30 и водород 28 нагнетают в нагнетательную скважину, чтобы дополнительно способствовать реакциям повышения сортности, включая реакции гидрообработки и гидрокрекинга в дополнение к реакциям термического крекинга. 2, in this embodiment, catalyst 30 and hydrogen 28 is injected into the injection well in order to further facilitate for upgrading reactions, including hydrocracking and hydrotreating reaction, in addition to the thermal cracking reactions. Как и на фиг. As in FIG. 1, система содержит пару 13 скважин для повышения сортности, состоящую из нагнетательной скважины и извлекающей скважины 18, причем нагнетательная скважина служит в качестве точки входа нагнетаемой текучей среды 38, а извлекающая скважина собирает извлеченные текучие среды 44, которые текут или выкачиваются на поверхность. 1, the system 13 comprises a pair of boreholes for upgrading a consisting of an injection well, and withdrawing the well 18, the injection well is used as the entry point of injected fluid 38 collects and extracts the borehole fluid recovery 44, which flow or pumped to the surface. Как более подробно объяснено ниже, любая скважина из пары скважин может быть использована в качестве нагнетательной скважины. As explained in more detail below, any of the well pairs of wells can be used as an injection well. Однако для целей иллюстрации в ситуациях с наличием одной или более пар горизонтальных скважин верхняя скважина показана на фиг. However, for purposes of illustration in the situations with the presence of one or more pairs of upper horizontal well bore is shown in FIG. 2-5 как нагнетательная скважина 16, а нижняя скважина показана как извлекающая скважина 18. 2-5 as an injection well 16, and the lower well is shown as extracting hole 18.

[0076] В одном варианте реализации настоящего изобретения система предназначена для использования с множеством пар горизонтальных скважин, обслуживаемых одной кустовой площадкой 50, на которой одна из смежных пар (50a, b, с, d) скважин использована для выполнения реакций повышения сортности (фиг. 2А). [0076] In one embodiment of the present invention, the system is intended for use with a plurality of pairs of horizontal wells served audio pads 50 on which one of adjacent pairs (50a, b, c, d) of wells used for performing reactions for upgrading (FIG. 2A). Например, битуминозная нефть, извлеченная в смежных парах (50b, с, d) скважин, может быть подвергнута повышению сортности в паре 50a скважин, в которой вся битуминозная нефть, извлеченная из смежной пары скважин (примерно 500-1000 баррелей в день на пару скважин), может быть подвергнута повышению сортности в одной паре скважин повышения сортности по причинам эффективности. For example, bituminous oils extracted in adjacent pairs (50b, c, d) of wells can be subjected to increasing grade of paired holes 50a in which the entire bituminous oil extracted from the adjacent pair of wells (approximately 500-1000 barrels a day for a couple of boreholes ) may be subjected to increase the grade in the same pair of wells for upgrading performance reasons.

[0077] Как показано на фиг. [0077] As shown in FIG. 2, в этом варианте реализации настоящего изобретения нагнетаемые текучие среды 38 предпочтительно содержат водород 28, извлеченную из колонны остаточную фракцию 20а, другую битуминозную нефть 20е, понизитель вязкости 20f (необязателен) и катализатор 30. Как отмечено, другая битуминозная нефть 20е может включать битуминозную нефть, извлеченную из окружающих пар скважин и/или из других источников. 2, in this embodiment, the injected fluid 38 preferably comprise hydrogen 28 extracted from column bottoms fraction 20a, 20e another bituminous oil, viscosity reducer 20f (optional) and catalyst 30. As noted, another bituminous oil 20e may comprise bituminous oil extracted from the surrounding vapor wells and / or from other sources.

[0078] Первоначально, во время запуска обычно от 10 до 15% понизителя 20f вязкости (конденсата) (фиг. 1) может быть добавлено к горячей битуминозной нефти для содействия в транспортировке и подвижности битуминозной нефти при направлении в скважину во время запуска, что объяснено более подробно ниже. [0078] Initially, during startup is usually from 10 to 15% reducer 20f viscosity (condensate) (FIG. 1) may be added to the hot bituminous oil to assist transport and the mobility of the bituminous oil at the direction of the borehole during startup, as explained more detail below. После достижения парой скважин для повышения сортности стационарного состояния при выполнения in situ операции по повышению сортности, понизитель вязкости может быть удален для рециркуляции, и нагнетания битуминозной нефти в нефтеносный пласт больше не происходит, и вместо этого используют остаточную фракцию из колонны дистилляции. After reaching the pair of wells for upgrading a stationary state when performing in situ operations to improve the grade, viscosity reducer can be removed for recycling, and bituminous oil injection into the reservoir no longer occurs, and instead use the residual fraction from the distillation column.

[0079] В ходе стационарной работы происходит смешивание поступающей битуминозной нефти 20е и понизителя 20f вязкости с горячим остатком 20а вместе с извлеченным и подпиточным водородом 28 и подпиточным катализатором 30 вместе с извлеченным водородом и газами 32 до нагнетания в пару скважин для повышения сортности. [0079] During steady-state operation occurs mix bituminous oil flowing 20e and 20f viscosity reducer with the hot residue extracted with 20a and makeup hydrogen 28 and makeup catalyst 30 together with the extracted hydrogen gas and 32 to discharge into a pair of wells for upgrading a. Извлеченные текучие среды 44 подвергнуты соответствующему разделению на газ/текучую среду для извлечения водорода, предназначенного для повторного нагнетания. Extracted fluids 44 corresponding subjected to separation into a gas / fluid to extract hydrogen, intended for re-injection.

[0080] Катализатор предпочтительно представляет собой нанокатализатор или ультрадисперсный катализатор, как описано в патенте США №7897537, включенном в настоящую заявку посредством ссылки. [0080] The catalyst is preferably a nanocatalyst or ultrafine catalyst as described in U.S. Patent №7897537, incorporated herein by reference. Катализатор может быть выполнен на буровой площадке посредством транспортировки предшественников катализатора на буровую площадку, или предварительно произведенный катализатор может быть транспортирован на буровую площадку. The catalyst can be made at the rig site by transporting the catalyst precursor to the wellsite, or pre-produced catalyst may be transported to the wellsite. Водород может быть первоначально перевезен на буровую площадку и выработан посредством небольших устройств (водородных генераторов), поскольку давление водорода и его потребление намного ниже, чем обычно необходимо при обычной проводимой на поверхности операции повышения сортности, и, как отмечено выше, после начала добычи непрореагировавший водород, растворенный в добытой нефти, прибывающей на поверхность, может быть извлечен посредством процесса дистилляции и разделения газа/текучей среды 32. The hydrogen may be initially transported to the wellsite and developed by small devices (hydrogen generators), as the hydrogen pressure and consumption is much lower than is typically required with conventional carried on the surface of the operation of upgrading, and as noted above, after the start of unreacted hydrogen production dissolved in the produced oil coming to the surface, it can be recovered by distillation and separation process gas / fluid 32.

[0081] В том случае, когда среднее время пребывания нагнетаемых текучих сред 38 в зоне повышения сортности составляет больше чем 150 часов, более 45% от фракций тяжелой нефти может быть преобразовано в нефть более высокого сорта с плотностью в 14-16 градусов АНИ. [0081] In the case where the average residence time of the injected fluids in the zone 38 of upgrading is greater than 150 hours, more than 45% of the heavy oil fraction can be converted into higher-grade oil having a density of 14-16 degrees API. После достаточного времени пребывания извлеченные текучие среды 44 от извлекающей скважины 18 нагнетают в колонну 20 для разделения. After sufficient residence time of the fluids extracted from an extraction well 44 is pumped 18 into column 20 for separation. Происходит удаление нефтепродуктов 20b более легких фракций, и выделение остаточного катализатора, то есть, остаточной фракции, из вакуумного / атмосферного остатка для извлечения и рециркулирования частиц катализатора, что приводит к выработке нефти 32 более высокого сорта с плотностью, превышающей 20 градусов АНИ. 20b removes oil lighter fractions, and recovering the residual catalyst, i.e., the residual fraction from the vacuum / atmospheric residue for extraction and recycling of the catalyst particles, which leads to the production of oil 32 of higher grade with a density greater than 20 degrees API. Извлеченные текучие среды 44 содержат избыточный водород, нефть более высокого сорта с плотностью в 14-16 градусов АНИ, непреобразованную битуминозную нефть и атмосферный / вакуумный остаток, другие выработанные газы (СН 4 , H 2 S и Н 2 О от погребенной воды) и катализатор, не оставшийся в зоне повышения сортности. Extracted fluids 44 contain excess hydrogen, oil of higher grade with a density of 14-16 degrees API, unescaped bituminous oil and atmospheric / vacuum residue developed other gases (CH 4, H 2 S and H 2 O from the buried water) and the catalyst do not remain in the area of ​​upgrading.

[0082] На поверхности избыточный водород и другие газы 32 отделены и подвергнуты рециркуляции. [0082] On the surface of the excess hydrogen and other gases 32 are separated and subjected to recycling. Оставшиеся извлеченные жидкости 44 направляют в колонну 20 дистилляции для извлечения вакуумного / атмосферного остатка и катализатора. The remaining extracted liquid 44 is directed to distillation column 20 for recovery of the vacuum / atmospheric residue and catalyst. Обычно предпочтительно, чтобы зона 40 повышения сортности сохраняла долю частиц катализатора, поскольку это минимизирует объем извлечения катализатора и уменьшает объем осуществляемого нагнетания катализатора, уменьшая, посредством этого, затраты на катализатор. Generally, it is preferred that zone 40 upgrading a retained fraction of catalyst particles, as this minimizes the amount of catalyst recovery and reduces the volume of the catalyst carried out by injection, reducing, thereby, the cost of the catalyst. В колонне дистилляции понизитель вязкости 24 может быть извлечен и рециркулирован к смежной паре скважин или, при желании, к другой паре скважин. The distillation column viscosity reducer 24 may be recovered and recycled to the adjacent pair of wells, or, if desired, to another pair of holes. Нефть повышенной сортности 34, полученную из остатка, отправляют на рынок. Oil elevated grade 34, obtained from the residue sent to market. Извлеченные катализатор и остаточную фракцию 20а возвращают на пару скважин, предназначенных для повышения сортности. The recovered catalyst 20a and a residual fraction is recycled to the pair of wells intended for upgrading a.

[0083] Катализатор будет обычно сохранен в нефтеносном пласте, пока он не начнет подъем в извлекаемых текучих средах и достигнет значения на плато при некоторой концентрации, причем это значение меньше значения при нагнетании. [0083] The catalyst is usually stored in the reservoir until it starts to rise in the extracted fluids and reaches a plateau at a certain concentration, this value being less than the value at discharge. Устойчивая концентрация катализатора подойдет к поверхности. Stable catalyst concentration suitable to the surface. Поскольку катализатор тяжелее (с точки зрения плотности) самых тяжелых идущих вверх молекул нефти, он будет обычно оставаться в остатке во время дистилляции. Since the heavier catalyst (in terms of density) for the heavy oil molecules coming up, it will generally remain in the residue during the distillation. Увлечение в частицах и/или вынос маловероятны, поскольку колонны дистилляции обычно спроектированы так, чтобы предотвращать увлечение и вынос. Entrainment in the particles and / or stem unlikely because distillation columns are typically designed to prevent the entrainment and removal. Однако фильтры будут обычно поставлены вниз по течению от основания колонны дистилляции, чтобы сохранить любую большую частицу в остатке (или песок или агломерированные частицы, содержащие катализатор, которые могут идти вверх к поверхности). However, the filters are typically placed downstream from the base of the distillation column to retain any large particle in the residue (or sand or agglomerated particles containing the catalyst which can go up to the surface). Кроме того, также отмечено, что самые тяжелые продукты перегонки из вакуумной колонны дистилляции обычно не будут переносить частицы углеродистого материала меньшей плотности (микрококсовые частицы), которые в конечном счете могут быть захвачены дистилляцией, что указывает, что эти колонны эффективны для отделения частиц. Moreover, also it noted, that the most difficult distillates from the vacuum distillation column would normally not carry particles of the carbonaceous material of lower density (mikrokoksovye particles), which may ultimately be captured by distillation, which indicates that these columns are effective for separating particles. Более того, концентрация катализатора при нагнетании будет низка (меньше чем 1000 частей на миллион в остатке (<0,1% по весу)), и она будет по существу ниже в добытых текучих средах; Moreover, the concentration of catalyst injection will be at low (less than 1000 ppm in the residue (<0.1% by weight)), and it will be substantially lower in the production fluid; например, типичная норма BWS (донная вода и отложения) составляет по весу 0,5%. e.g., a typical rate of BWS (bottom sediment and water) is 0.5% by weight.

[0084] Таким образом, частицы катализатора эффективно отделены при самых низких затратах от добытой нефти повышенной сортности, оставаясь во фракции, которую рециркулируют в нефтеносный пласт. [0084] Thus the catalyst particles are effectively segregated at the lowest cost of upgrading a crude oil remaining in the fraction which is recycled into the reservoir. В результате добытая более легкая нефть из колонны дистилляции обычно готова к транспортировке без содержания частиц катализатора. As a result, a light oil extracted from the distillation column is usually ready to be transported without the contents of the catalyst particles. Кроме того, повторно нагнетаемая остаточная фракция будет в конечном счете полностью преобразована в более легкие фракции, и неспособные к повышению сортности самые тяжелые фракции будут в конечном счете при необходимости оставлены в нефтеносном пласте. In addition, re-injected the residual fraction will eventually be fully transformed into lighter fractions, and unable to raise the grade of the heaviest fraction will eventually, if necessary, are left in the reservoir.

[0085] Кроме того, битуминозная нефть содержит молекулы нафтенов, которые могут быть подвергнуты повторным циклам дегидрогенизации и гидрогенизации в зоне 40 повышения сортности. [0085] In addition, bituminous oil molecule contains naphthenes which can be subjected to repeated cycles of hydrogenation and dehydrogenation in the zone 40 of upgrading. Следовательно, молекулы нафтенов могут способствовать перераспределению водорода к большим молекулам остатка, улучшая, посредством этого, эффективность преобразования остатка согласно следующему химическому уравнению: Consequently, naphthenes molecule can promote redistribution of hydrogen molecules to large residue, improving thereby, the efficiency of conversion of the residue according to the following chemical equation:

Figure 00000001

Камера повышения сортности и извлечения Luggage for upgrading and recovery

[0086] Процесс проводимого in situ каталитического повышения сортности при помощи остатка также приводит к извлечению битуминозной нефти из формации, содержащей пару скважин, предназначенных для повышения сортности. [0086] The process carried out in situ catalyst for upgrading using residue also results in the extraction of bitumen oil from a formation comprising a pair of wells intended for upgrading a. Как показано на фиг. As shown in FIG. 2, 3 и 4, камера 12 повышения сортности/извлечения обычно содержит две зоны, а именно, зону 40 повышения сортности и зону 42 извлечения. 2, 3 and 4, the chamber 12 is increasing grade / recovery typically comprises two zones, namely for upgrading zone 40 and zone 42 is removed. Зона повышения сортности обычно представляет собой зону 50 между скважинами, через которые протекают нагнетаемые текучие среды. Zone of upgrading typically a region 50 between the holes through which the flow of injected fluid. Она обычно поддержана при температуре около 350°C теплотой реакции повышения сортности. It is usually maintained at about 350 ° C the heat of reaction for upgrading.

[0087] Выше зоны повышения сортности расположена зона извлечения. [0087] Above the zone of upgrading is extraction zone. Как показано на фиг. As shown in FIG. 3, теплота от зоны 40 повышения сортности передана посредством теплопроводности и нагревает окружающую битуминозную нефть, уменьшая ее вязкость. 3, the heat from the zone 40 for upgrading transferred by conduction and heats the surrounding bituminous oil, reducing its viscosity. Очень горячие пары углеводородов, произведенные реакцией повышения сортности и пополненные понизителем вязкости и дистиллятом, рециркулированными, при необходимости, с поверхности, поднимаются в зону извлечения, передавая дополнительную теплоту посредством конвекции. Very hot hydrocarbon vapor produced by reacting and upgrading a viscosity reducer and supplemented distillate recycled, if desired, from the surface rise in the removal zone, passing additional heat by convection. Происходит растворение горячих паров углеводородов в битуминозной нефти формации и дальнейшее уменьшение вязкости битуминозной нефти формации. It dissolves in hot hydrocarbon vapor bituminous oil formation and further reducing the viscosity of bituminous oil formation. Гравитационное дренирование, поддерживаемое вытеснением поднимающихся газов 52, включая водород, пары углеводородов, водяной пар и другие газы, обеспечивает подвижность битуминозной нефти 54 и извлекает ее через извлекающую скважину. Gravity drainage supported displacement 52 rising gases, including hydrogen, hydrocarbon vapors, steam and other gases, provides mobility bituminous oil 54 and retrieves it by withdrawing the wellbore. Этот процесс приводит к повышению сортности битуминозной нефти, добытой смежными парами скважин, а также к извлечению и повышению сортности битуминозной нефти из пары скважин, предназначенных для повышения сортности. This process leads to higher grade bituminous oil produced by adjacent pairs of wells, as well as to improve the recovery and the grade of bitumen from oil wells pair intended for upgrading a. Предпочтительно, чтобы в пару скважин, предназначенных для повышения сортности, не происходило нагнетание водяного пара, но нагнетание водорода допустимо. Preferably, a pair of wells designed to improve grade without steam injection occurred, but the hydrogen injection is acceptable. Следовательно, битуминозную нефть извлекают посредством экстракции пара, гравитационного дренирования и вытеснения нефти газом наряду с намного меньшим вкладом в извлечение (относительно гравитационного дренирования с закачкой водяного пара) водяного пара из погребенной воды. Consequently, the bituminous oil recovered by steam extraction, gravity drainage and displacement gas oil along with a much smaller contribution to the recovery (relative to gravity drainage with the injection of water vapor), water vapor from the buried water.

Запуск launch

[0088] Для начала процесса проводимого in situ повышения сортности при помощи остатка или процесса проводимого in situ каталитического повышения сортности при помощи остатка, в одном варианте реализации настоящего изобретения пробуривают две горизонтальные скважины, отстоящие друг от друга на расстояние примерно 5 м в вертикальном направлении, причем длина горизонтальной секции подвержена оптимизации. [0088] To commence the process carried out in situ for upgrading using the residue or a process carried out in situ catalyst for upgrading using the residue, in one embodiment of the present invention is drilled two horizontal wells spaced by a distance of about 5 m in the vertical direction, wherein the length of the horizontal section is exposed optimization. Увеличенная длина обычно увеличивает суточную норму повышения сортности битуминозной нефти и остатка. Increased length typically increases daily requirement for upgrading a bituminous oil and residue. При температуре 350°C может быть нагнетено вплоть до 1000 баррелей (~160 м 3 ) в день в расчете на 100 м длины скважины, содержащей 50% битуминозной нефти и 50% остатка. At a temperature of 350 ° C may be pumped up to 1,000 barrels (~ 160 m 3) per day per 100 m length of the well, containing 50% bituminous oil and 50% residue. Например, 5000 баррелей в день битуминозной нефти могут протекать через пару скважин, предназначенных для повышения сортности, длиной 1000 м, обеспечивая достаточные возможности для повышения сортности битуминозной нефть, добытой от 3 до 4 смежных пар скважин, использующих гравитационное дренирование с закачкой водяного пара, каждая из которых добывает 500-1000 баррелей в день, а также остаточной фракции, подвергнутой рециркуляции. For example, 5,000 barrels per day of bituminous oil can flow through a pair of wells intended for upgrading a length of 1000 m, providing ample opportunity to improve the grade of the bituminous oil, extracted from 3 to 4 the adjacent pairs of wells, using gravity drainage with the injection of steam, each of which produces 500-1000 barrels per day, and a residual fraction was subjected to recycling.

[0089] Как отмечено, скважины при необходимости/предпочтительно предварительно нагреты посредством рециркуляции водяного пара или горячей нефти внутри скважин. [0089] As noted, if appropriate wells / preheated preferably by recirculating steam or hot oil within the wells. Как известно, во время предварительного нагрева водяным паром обычно необходимо примерно 4 месяца для установления связи горячими текучими средами между скважинами, причем область 50 между скважинами должна достигнуть температуры примерно 160°C. As it is known, during the preheat steam typically requires about 4 months to establish communication between the hot fluid wells, and the region between the holes 50 should reach a temperature of about 160 ° C. В качестве альтернативы отмеченному выше нагнетанию водяного пара нефть низкой вязкости (вакуумный газойль) с температурой примерно 300°C может быть рециркулирована внутри скважин для установления связи горячими текучими средами между скважинами, причем область 50 между скважинами должна достигнуть температуры примерно 160°C. As an alternative to the above the water vapor pumped low viscosity oil (vacuum gas oil) having a temperature of about 300 ° C may be recycled in wells to establish communication between the hot fluid wells, and the region between the holes 50 should reach a temperature of about 160 ° C. Как отмечено выше, эта процедура может устранить необходимость использования водяного пара и обработки воды, однако она требует определенной вместимости резервуара для запуска вакуумного газойля. As noted above, this procedure may eliminate the need to use steam and water treatment, however, it requires a certain capacity of the tank to run VGO. Таким образом, объем, превышающий объем пробуренных скважин, подвергаемых нагреву, был бы необходим в зависимости от использования (или нет) вакуумного газойля в течение следующей фазы. Thus, a volume exceeding the volume of drilled wells, exposed to heating would be needed depending on the use (or not) of vacuum gas oil for the next phase.

[0090] После фазы предварительного нагрева нефть низкой вязкости с температурой 350°C (то есть, атмосферный остаток или вакуумный газойль, используемый во время предварительного нагрева) нагнетают и подвергают циркуляции при использовании верхней скважины для нагнетания и нижней скважины для извлечения. [0090] After the preheating phase of low viscosity oil to 350 ° C temperature (i.e., atmospheric residue or a vacuum gas used during pre-heating) is injected and is circulated by using the upper injection hole and the lower hole for extraction. Закачанную нефть насыщают водородом и нанокатализаторами для защиты ее от коксования. Upload oil is saturated with hydrogen and nanocatalysts to protect it from coking. При достижении температуры, примерно составляющей 250°C, в области между скважинами, битуминозную нефть нагнетают вместо нефти низкой вязкости. Upon reaching a temperature of about of 250 ° C, in the area between the wells, bituminous oil is injected instead of oil of low viscosity. Цель этой фазы состоит в нагреве зоны между скважинами до необходимой температуры повышения сортности 350°C. The purpose of this phase is to heat the zone between the wells to the desired temperature for upgrading a 350 ° C.

[0091] В то же самое время происходит постепенное увеличение объема водорода в нагнетаемой текучей среде, пока не будут достигнуты условия избытка водорода, необходимые для эффективного повышения сортности, что увеличивает долю объема, занятого газом в паре скважин и в межскважинном пористом пространстве. [0091] At the same time there is a gradual increase in the amount of hydrogen injected into the fluid until the condition is reached the excess hydrogen required to effectively improve the grade, which increases the volume fraction occupied by the gas in a pair of wells and a crosshole porous space.

[0092] Давление нагнетания обычно ограничено диапазоном от 2000 до 3500 кПа (~300-500 фунтов на кв. дюйм), чтобы оставаться ниже давления гидроразрыва формации и гарантировать удержание газа для большинства нефтеносных пластов в нефтяных песках. [0092] Discharge pressure is usually limited to the range from 2000 to 3500 kPa (~ 300-500 psig. Inch) to remain below the fracturing pressure of the formation and to ensure retention of gas for most oil reservoirs in the oil sands. Очевидно, что для более глубоких нефтеносных пластов используемое давление нагнетания должно быть выше и это дополнительно увеличивает эффективность проводимого in situ процесса повышения сортности согласно настоящему изобретению. Obviously, for the deeper reservoirs used discharge pressure must be higher and this further increases the effectiveness of the in situ process for upgrading the present invention.

Операции в устойчивом состоянии in steady state operation

[0093] После достижения температуры между скважинами в 350°C начинается нагнетание битуминозной нефти и вакуумного остатка водородом и катализаторами гидрокрекинга. [0093] After reaching a temperature between wells 350 ° C begins pumping bituminous oil and vacuum residue with hydrogen and a hydrocracking catalyst.

[0094] Катализаторы поверхностного гидрокрекинга обычно работают при высоких значениях преобразования остатка, например, 90%, и потребляют 200-250 стандартных м 3 водорода на м 3 остатка, причем концентрации водорода на входе примерно в 3 раза превышают объем потребления (~650 стандартных м 3 водорода на м 3 остатка). [0094] Hydrocracking catalysts usually work surface at high conversion of the residue, e.g., 90%, and consume 200-250 standard m 3 of hydrogen per m 3 residue, wherein the hydrogen concentration at the inlet is approximately 3 times the consumption (~ 650 standard m 3 of hydrogen per m 3 residues). Описанные условия повышения сортности относятся к 50%-ому преобразованию остатка, что требует потребления водорода, составляющего лишь 40-60 стандартных м 3 водорода на м 3 остатка. The described conditions for upgrading refer to a 50% conversion of the residue, which requires hydrogen consumption, constitutes only 40-60 standard m 3 of hydrogen per m 3 residues. Оценка объема нагнетенного водорода также в 3 раза превосходит объем потребления, или 150 стандартных м 3 водорода на м 3 битуминозной нефти. Estimated volume of the injected hydrogen also in 3 times the volume of consumption, or 150 standard m 3 of hydrogen per m 3 of bituminous oil. Нагнетание водорода в процессе согласно настоящему изобретению может быть выполнено одновременно с нагнетанием содержащего катализатор остатка, или подлежащий нагнетанию водород разбивают на две фракции, причем обычно 1/3 от общего количества нагнетают вместе с остатком и 2/3 вводят в виде пузырей от обсадной трубы, которая прикреплена наверху добывающей скважины, чтобы обогатить зону повышения сортности пузырящимся водородом. Pressure of hydrogen in the process according to the present invention can be carried out simultaneously with the injection of catalyst containing residue, or hydrogen to be pumped is divided into two fractions, usually 1/3 of total injected together with the residue and 2/3 is administered in the form of bubbles from the casing, which is attached on top of the production well to enrich for upgrading zone bubbling hydrogen.

[0095] В идеале парциальное давление водорода поддерживают на уровне выше 2500 кПа (360 фунтов на кв. дюйм) для эффективной кинетики реакции. [0095] Ideally, the hydrogen partial pressure is maintained at above 2500 kPa (360 psig. Inch) for efficient reaction kinetics. Описанные выше условия с избытком водорода гарантируют достаточное парциальное давление водорода в нагнетательной скважине, зоне повышения сортности и в добываемых текучих средах. The above-described conditions with an excess of hydrogen ensure adequate hydrogen partial pressure in the injection well, the zone of upgrading and extracted fluids.

[0096] При условиях нагнетания (350°C и 3 450 кПа) объемы газа уменьшены примерно в 15 раз по сравнению со стандартными условиями. [0096] When the discharge conditions (350 ° C and 3450 kPa) Gas volumes are reduced approximately 15-fold compared to standard conditions. Кроме того, как ожидают, 5-10% от нагнетаемого объема водорода будут растворены в нефти. Also, as expected, 5-10% by volume of hydrogen to be injected dissolved in the oil. Таким образом, в предположении, что смесь будет течь как дисперсия газа в нефти (то есть, в режиме пузырения) или в смешанном режиме «пузырение-пробковый поток», фракция задержки газа будет примерно такой же, как текучая фракция нефти. Thus, assuming that the mixture will flow as a dispersion of gas in oil (i.e. in the bubbling mode) or in a mixed mode "bubbling-slug flow" gas fraction delay is approximately the same as fluid oil fraction. Следовательно, парциальный объем, занимаемый газом в нагнетательной скважине, составит 50% или ниже. Consequently, the volume fraction occupied by the gas in an injection well, will be 50% or below.

[0097] В зоне повышения сортности имеет место расход примерно одной трети нагнетенного водорода. [0097] In the area of ​​upgrading consumption occurs approximately one-third of the injected hydrogen. Другие газы добыты посредством различных механизмов (в частности: метан, нефтяные пары, водяной пар от погребенной воды и сульфид водорода). Other gases extracted via various mechanisms (in particular methane, oil vapors, the water vapor from the buried water and hydrogen sulfide). Следовательно, можно ожидать, что парциальный газовый объем увеличится при прохождении через зону повышения сортности. Consequently, one can expect that the partial gas volume increases during the passage through the zone for upgrading. Парциальный газовый объем в размещенной между скважинами зоне повышения сортности будет выше 25%. The partial gas volume in the zone located between the wells for upgrading will be above 25%.

[0098] Также можно ожидать, что отношение «газ/жидкости» в добывающей скважине будет похоже на условия в нагнетательной скважине. [0098] Also, it can be expected that the ratio of the "gas / liquid" in the production well will be similar to the conditions in the injection well.

[0099] Как ожидают, форма камеры 12 повышения сортности и извлечения будет скорее эллиптической, чем конической, как и в процессах гравитационного дренирования с закачкой водяного пара. [0099] As expected, the shape of the chamber 12, improving the grade and recovery will be elliptical rather than tapered, as in the processes of gravity drainage with the injection of water vapor. Учитывая, что вертикальная проницаемость обычно составляет лишь от 0,2 до 0,5 от горизонтальной проницаемости внутри формации, боковой размер размещенной между скважинами зоны повышения сортности будет обычно больше вертикального расстояния между скважинами. Given that the vertical permeability is typically only 0.2 to 0.5 times the horizontal permeability within the formation, lateral size placed between the wells of upgrading zone is usually greater than the vertical distance between the wells. Факторы, управляющие скоростью роста и формой камеры, могут быть оценены посредством числового и физического моделирования. Factors that control the rate of growth and shape of the camera can be estimated by numerical and physical modeling.

[0100] Время пребывания в пробуренных скважинах будет обычно составлять примерно 1 час для каждой, но будет зависеть от расхода потока нагнетенной битуминозной нефти. [0100] The residence time in the drilled holes will typically be about 1 hour for each, but will depend on the flow rate pumped bituminous oil. Однако время пребывания в области между скважинами будет зависеть от факторов, таких как: However, the residence time in the region between the wells will depend on factors such as:

a. a. пористость (обычно, примерно 30%) porosity (typically about 30%)

b. b. парциальный объем жидкостей (обычно, примерно 75%) partial volume liquids (typically about 75%)

c. c. поперечное перемещение нагнетаемых жидкостей (обычно, примерно 5-10 м в каждом направлении); transverse movement of the injected liquid (usually, about 5-10 m in each direction); и and

d. d. расход потока нагнетаемых битуминозной нефти и атмосферного остатка. flow rate injected bituminous oil and atmospheric residue.

[0101] Время пребывания в межскважинной зоне реакции составит примерно 50-500 часов (обычно), соответствуя или превышая требования кинетики реакции для используемого катализатора гидрокрекинга, как в Патенте США №7897537. [0101] The residence time in the reaction zone crosshole be about 50-500 hours (usually), corresponding or exceeding requirements reaction kinetics used for hydrocracking catalyst as in U.S. Patent №7897537.

[0102] Расход при нагнетании представляет собой постоянный объемный расход, но добыча обычна организована так, чтобы поддерживать постоянное давление в реакционной камере. [0102] Consumption for injection is a constant volumetric flow rate, but the conventional production organized so as to maintain a constant pressure in the reaction chamber. Обычно объем добычи жидкостей будет выше расхода при нагнетании вследствие увеличения объема нефти при добавлении водорода и постепенно возрастающего извлечения из формации, подвергаемой повышению сортности. Typically the volume of production fluids will flow when injecting higher due to increase in the volume of oil at a hydrogen adding and incremental extraction from the formation at higher grade.

[0103] Некоторое повышение сортности будет иметь место в скважинах, но большая его часть произойдет в зоне повышения сортности. [0103] A certain increase in the grade will take place in the wells, but most of it will occur in the area of ​​upgrading. Повышение сортности при добавлении водорода представляет собой экзотермический процесс и может обычно увеличивать температуру нефти примерно на 40°C в зоне реакции. Increasing grade adding hydrogen is an exothermic process and can increase the oil temperature is usually about 40 ° C in the reaction zone. Этот экзотермический процесс более чем компенсирует локальные потери теплоты и поддерживает зону повышения сортности при температурах, пригодных для повышения сортности. This exothermic process more than compensates for the heat loss and local area supports for upgrading at temperatures suitable for upgrading a. Теплота реакций гидрокрекинга колеблется от 42 до 50 килоджоулей на моль водорода и также экзотермична. The heat of hydrocracking reactions ranges from 42 to 50 kJ per mol of hydrogen and also exothermic.

[0104] Поддерживаемая при 350°C зона повышения сортности будет с течением времени нагревать посредством теплопроводности окружающую формацию битуминозной нефти, уменьшая вязкость окружающей битуминозной нефти и делая битуминозную нефть мобильной. [0104] Supported at 350 ° C for upgrading zone is heated over time the surrounding formation bituminous oil by conduction, reducing viscosity of the surrounding oil and bituminous making bituminous mobile oil. Часть окружающей битуминозной нефти, в частности из зон выше камеры, будет течь под действием силы тяжести через зону повышения сортности в добывающую скважину и будет замещена подымающимся водородом и добытым газом. Part ambient bituminous oil, in particular of the areas above the chamber will flow by gravity through a zone for upgrading a production well and to be substituted on the upgrade, and hydrogen gas mined. Следовательно, размер зоны извлечения будет расти вследствие постепенно возрастающего извлечения. Consequently, the size of the zone of extraction will increase due to the incremental extraction.

[0105] Важно, что во время каталитических процессов повышения сортности, в результате увеличенных температур камеры и реакций повышения сортности, большая доля самых тяжелых молекул, которые в противном случае остались бы в песка формации в ходе извлечения известными способами, такими как процесс гравитационного дренирования с закачкой водяного пара, будет выполнена подвижной для извлечения. [0105] It is important that during the catalytic processes for upgrading, as a result of increased temperature chamber and reactions for upgrading a large proportion of the heaviest molecules that would otherwise have remained in the formation sand in the known methods of extraction such as the process gravity drainage with injection of steam, will be performed for the mobile extraction.

[0106] Посредством повышения сортности будут выработаны фракции легкой нефти, которые поднимутся выше зоны повышения сортности с водородом и добытым газом. [0106] By means of upgrading will be elaborated light oil fractions that rise above the zone of upgrading with hydrogen gas and mined. Эти очень горячие пары углеводородов будут действовать как растворители и дополнительно уменьшать вязкость битуминозной нефти в дополнение к порождению тепловых эффектов. These vapors are very hot hydrocarbons will act as solvents and further reduce the viscosity of the bituminous oil in addition to causing thermal effects. Количество существующих паров углеводородов может быть увеличено посредством рециркуляции продуктов перегонки из колонны. The number of existing hydrocarbon vapors may be increased by recycling the column distillate.

[0107] Постепенно возрастающее извлечение и рост камеры будут управляемы извлечением пара, гравитационным дренированием и вытеснением газа. [0107] Gradually increasing the recovery and growth chambers are controlled steam extraction, gravity drainage and displacement gas. Тепловые потери и наличие углеводородных паров представляют собой два фактора, управляющие возрастающим извлечением. Heat losses and presence of hydrocarbon vapors are two factors that govern increasing extraction. Типичная оценка извлечения битуминозной нефти из формации с повышением сортности составляет 50 баррелей в день на 100 м длины скважины, как это известно специалистам в данной области техники. Typical evaluation bituminous oil recovery from the formation with increasing grade is 50 barrels a day for 100 m length of the well, as is known to those skilled in the art.

[0108] Тепловые потери будут значительно меньше, чем обычные тепловые потери при гравитационном дренировании с закачкой водяного пара, поскольку [0108] The heat losses will be considerably less than conventional thermal losses during gravity drainage with the injection of steam, as

a. a. скрытая теплота углеводородов меньше скрытой теплоты водяного пара; the latent heat of hydrocarbon smaller latent heat of water vapor; кроме того, большая часть теплообмена будет выполнена посредством теплопроводности, которая менее эффективна, чем конвекция; In addition, most of the heat will be performed by conduction, which is less effective than the convection;

b. b. паровая камера, расположенная выше зоны повышения сортности, будет содержать легкие газы (например, Н 2 , СН 4 ) и конденсированную воду, образующую изолирующий слой между зоной повышения сортности и перекрывающими породами; steam chamber located above the zone for upgrading will comprise light gases (e.g., H 2, CH 4) and condensed water forming an insulating layer between the area of upgrading and overburden; и, and,

c. c. размер паровой камеры и площадь поверхности для теплообмена обычно будут меньше, чем в сопоставимой системе гравитационного дренирования с закачкой водяного пара. the size of the steam chamber and the surface area for heat exchange will typically be less than in comparable gravity drainage system with injection of steam.

[0109] Кроме того, газ в добытой текучей среде обеспечивает газлифт, причем не происходит нагнетания воды и формирования обычной камеры для гравитационного дренирования с закачкой водяного пара. [0109] In addition, the gas in the produced fluid provides a gas lift, wherein there is no water discharge and forming conventional gravity drainage chamber with injection of steam. В конце операций повышения сортности или во время прерывания операций повышения сортности битуминозная нефть в паре скважин, предназначенных для повышения сортности, может быть извлечена посредством гравитационного дренирования с закачкой водяного пара (если это осуществимо) вследствие наличия пары горизонтальных скважин и возможностей выработки водяного пара на уровне куста скважин (если это осуществимо). At the end of operations for upgrading or during the interruption of upgrading operations bituminous oil in a pair of wells designed to improve the grade, it can be recovered by gravity drainage with the injection of steam (if feasible) due to the presence of a pair of horizontal wells and possibilities for developing at steam well cluster (if feasible).

[0110] В качестве альтернативы пара скважин, предназначенных для повышения сортности, может быть размещена в соседней тонкой зоне битуминозной нефти, которая не может быть использована или извлечена иным образом. [0110] Alternatively, a pair of wells designed to improve the grade, can be placed in a neighboring area of ​​fine bituminous oil, which can not be used or removed otherwise.

Соображения о балансе масс a mass balance considerations

[0111] При рассмотрении баланса масс системы, основанной на обычных описанных выше эксплуатационных режимах, вакуумный остаток нагнетают и циркулируют через межскважинную зону реакции при темпе добычи нефти до 10 раз большем расхода потока водяного пара в обычном процессе гравитационного дренирования с закачкой водяного пара. [0111] In considering balance mass system based on the above-described conventional operating conditions, the vacuum and the residue was pumped is circulated through the reaction zone at a crosshole oil production rate up to 10 times greater than the water vapor flow rate in the conventional gravity drainage process with the injection of water vapor. Однако отсутствие конденсированного водяного пара означает, что скорость подачи жидкостей лишь в 2,5 раза больше, чем при гравитационном дренировании с закачкой водяного пара. However, the absence of condensed water vapor means that the rate of fluid movement in only 2.5 times greater than the gravitational draining to the injection of water vapor.

[0112] Водород, нагнетаемый в количестве, в три раза большем требований потребления, гарантирует парциальное давление водорода (2600 кПа), достаточное для эффективной кинетики реакции. [0112] Hydrogen is injected in an amount three times greater consumption requirements, ensures a hydrogen partial pressure (2600 kPa) sufficient for efficient reaction kinetics. Использование водорода постепенно уменьшает концентрацию и объем водорода до одной трети. The use of hydrogen concentration and gradually reduces the amount of hydrogen to one third. Условия с избытком водорода и добыча других газов возмещают расход водорода и поддерживают парциальный газовый объем, составляющий примерно 90%. Conditions with an excess of hydrogen and other gases extraction compensate the consumption of hydrogen gas and maintain a partial volume of approximately 90%.

[0113] Нагнетаемый катализатор течет с нагнетаемой нефтью. [0113] Discharge catalyst flows from pumping oil. Некоторые частицы катализатора будут осаждены на песке в зоне повышения сортности, в то время как другие выйдут с добытыми текучими средами. Some catalyst particles will be deposited on the sand in the zone of upgrading, while others come with produced fluids.

[0114] Битуминозная нефть становится подвижной вследствие извлечения пара, теплопотерь и вытеснения газа, текущего вниз под воздействием силы тяжести. [0114] Bituminous oil becomes movable due to extraction steam heat and the displacement gas flowing downward by gravity. Водород, пары легких углеводородов и другие газы (СН 4 , H 2 S и водяной пар от погребенной воды) поднимаются в зону извлечения. Hydrogen, light hydrocarbons vapors and other gases (CH 4, H 2 S and water vapor from the buried waters) rise in the recovery zone.

[0115] Добытые жидкости содержат битуминозную нефть с повышенной сортностью и атмосферный остаток, раздутый водородной добавкой и извлеченной битуминозной нефтью. [0115] The produced fluids contain bituminous oil with high grade and atmospheric residue, swollen hydrogen additive and extracted bituminous oil. Следовательно, жидкостная добыча больше нагнетаемых жидкостей. Consequently, liquid extraction greater fluid pumping.

Соображения об энергетическом балансе Considerations on the energy balance

[0116] При выполнении обработки на поверхности тепловая энергия необходима для нагрева битуминозной нефти до 320°C, управления колонной дистилляции и поставки остатка при 320°C (фиг. 5). [0116] When performing the surface treatment on the thermal energy required for heating the bituminous oil to 320 ° C, distillation and column control delivery of the residue at 320 ° C (FIG. 5). Теплообменники развернуты для максимизации энергетической эффективности посредством охлаждения горячих текучих сред (то есть, нефти повышенной сортности, посылаемой на рынок) холодными текучими средами (то есть, поступающей битуминозной нефтью). Heat exchangers deployed for maximizing energy efficiency by cooling the hot fluids (i.e., increased oil grade being sent to market) cold fluid (i.e., oil flowing bituminous). Дополнительные требования, связанные с необходимой на поверхности энергией, включают: Additional requirements relating to the required surface energy include:

энергию для управления компрессором рециркулируемого газа и для повторного установления давления и потока в рециркулируемом газе; energy for the compressor recycle gas and to re-establish the pressure and flow in the recycle gas;

энергию для добычи водорода и очистки газа; energy for hydrogen recovery and gas cleaning;

энергию для сжатия подпиточного водорода до давления нагнетания, если требуется; energy for the compression of the make-up hydrogen to the discharge pressure, if required; и теплопотери в нагнетательной скважине. and heat loss in the injection well.

[0117] Подача тепловой энергии включает циркулирование битуминозной нефти и атмосферного остатка с температурой 300°C через зону повышения сортности. [0117] Submission of heat comprises circulating a bituminous oil and atmospheric resid at 300 ° C through the zone of upgrading. Некоторая доля тепловой энергии, содержащейся в циркулирующей текучей среде, потеряна для формации вследствие теплопроводности и конвекции (испарение фракций легкой нефти). A certain proportion of thermal energy contained in the circulating fluid lost to the formation by thermal conduction and convection (the evaporation of light fractions of petroleum). Эти тепловые потери нагревают окружающую битуминозную нефть и управляют постепенно возрастающим извлечением битуминозной нефти. These heat losses heat the surrounding bituminous oil and run a gradually increasing extraction of bituminous oil. Кроме того, реакции повышения сортности в зоне реакции производят тепловую энергию, которая компенсирует тепловые потери и поддерживает зону реакции при необходимой температуре 280-320°C. Additionally, for upgrading reaction in the reaction zone produce heat which compensates for the heat loss and maintains the reaction zone at the desired temperature 280-320 ° C.

[0118] Применяемые in situ требования к тепловой энергии включают обслуживание зоны повышения сортности при температуре 280-320°C; [0118] The applied in situ to the thermal energy requirements include service area of ​​upgrading at a temperature of 280-320 ° C; испарение фракций легкой нефти; evaporation of light oil fractions; нагревание пористых сред и битуминозной нефти для повышения подвижности; heating the porous media and bituminous oil to enhance mobility; нагревание извлеченной битуминозной нефти до температуры повышения сортности; heating the bitumen recovered oil to a temperature of upgrading; и испарение погребенной воды. and evaporation buried water.

Соображения о распределении температуры distribution of temperature considerations

[0119] На фиг. [0119] Fig. 4 отражены соображения о распределении температуры для проводимого in situ процесса каталитического повышения сортности при помощи остатка и проводимого in situ процесса повышения сортности при помощи остатка. 4 shows the temperature distribution considerations for spent catalyst in situ process for upgrading using the residue and conducted in situ process for upgrading using residue. Окружающая формация 56 имеет перепад температуры от 10°C в самом близком к поверхности месте до температуры повышения подвижности битуминозной нефти (~100°C) около зоны извлечения. The surrounding formation 56 has a temperature differential of 10 ° C in the near-surface location to the temperature increasing mobility of bituminous oil (~ 100 ° C) near the extraction zone. Зона 42 извлечения имеет перепад температур от температуры повышения подвижности битуминозной нефти до 300°C. extraction zone 42 has a temperature gradient of the temperature increase mobility bituminous oil to 300 ° C. Зона 40 повышения сортности обычно поддержана при температуре между 280°C и 320°C. Zone 40 is typically supported for upgrading at a temperature between 280 ° C and 320 ° C. Экзотермические реакции вырабатывают тепловую энергию и температура растает вследствие теплоты реакции. Exothermic reactions generate heat and melt temperature due to reaction heat. Температура уменьшена посредством потока более холодной битуминозной нефти из зоны извлечения. Temperature decreased by colder stream of bituminous oil extraction zone.

[0120] Температура на входе нагнетательной скважины 16 равна температуре нагнетаемых текучих сред, то есть, примерно 300°C. [0120] The inlet temperature of the injection hole 16 is equal to the temperature of the injected fluids, i.e., about 300 ° C. Температура на выходе извлекающей скважины 18 равна температуре добытых текучих сред, то есть примерно 280°C. Withdrawing outlet temperature equal to the temperature of the well 18, production fluids, i.e. about 280 ° C.

Процесс на поверхности и наземное оборудование Process of surface and ground-based equipment

[0121] На фиг. [0121] Fig. 5 показана схематическая диаграмма расположения потенциального наземного оборудования согласно настоящему изобретению. 5 shows a schematic diagram of potential ground equipment arrangement according to the present invention. Как показано, две пары скважин включены в схему в соответствии с фиг. As shown, two pairs of wells included in the circuit according to FIG. 2А. 2A. То есть первая пара 13а скважин представляет собой обычную пару скважин для гравитационного дренирования с закачкой водяного пара, которая подвергнута обычному нагнетанию водяного пара посредством парогенераторной установки 60. Вторая пара 13b скважин подвергнута проводимому in situ процессу каталитического повышения сортности при помощи остатка. That is, the first pair of holes 13a is an ordinary pair of wells for gravity drainage with the injection of water vapor, which is subjected to conventional steam pumped through the steam unit 60. The second pair of holes 13b subjected conducted in situ catalytic process for upgrading using residue. Текучие среды, извлеченные из первой пары скважин, могут быть объединены с текучими средами из второй пары скважин. The fluids extracted from the first pair of wells can be combined with fluids from the second pair of wells.

[0122] Большая часть газового потока из добывающей скважины, в основном избыточный водород, рециркулирована 32 вместе с потоком 60 газа продувки, посылаемым в устройство 62 очистки газа. [0122] Most of the gas flow from the production well, mostly excess hydrogen recycled stream 32, together with purge gas 60 sent into the gas purification unit 62. Поток 60 газа продувки использован для управления концентрацией добытых газовых компонентов (то есть, газов C 14 , H 2 S, СО-СО 2 ) в рециркулированном газе. Purge gas stream 60 is used to control the concentration of the extracted gas components (i.e., gas C 1 -C 4, H 2 S, CO-CO 2) in the recycled gas. Может возникнуть необходимость удаления воды до рекомпрессии. It may be necessary to remove the water recompression.

[0123] Жидкости посылают в колонну 20 дистилляции. [0123] The liquids are sent to distillation column 20. Нефть 34 повышенной сортности с плотностью выше 20 градусов АНИ посылают на рынок 34а. 34 grade oil increased at a density higher than 20 degrees API sent to market 34a. Понизитель вязкости 34b, 64 может быть добавлен к нефти повышенной сортности. Viscosity reducer 34b, 64 may be added to the enhanced oil grade.

[0124] В качестве альтернативы или дополнения поток 64 продуктов перегонки/понизителя вязкости может быть извлечен отдельно и подвергнут рециркуляции к паре скважин, предназначенных для повышения сортности, чтобы увеличить количество углеводородных паров, доступных для экстракции под воздействием пара и управления объемом извлеченной битуминозной нефти. [0124] As an alternative or supplement stream 64 distillates / reducers of viscosity can be recovered separately and subjected to recirculation to the pair of wells designed to increase the grade to increase the amount of hydrocarbon vapors available for extraction under the influence of steam and control the amount of extracted bituminous oil. Кроме того, продукты перегонки/понизитель вязкости могут быть извлечены для продажи 64а. Furthermore, the distillation / reducer viscosity products can be recovered for sale 64a.

[0125] Колонка 20 дистилляции производит остаток 26, который не был подвергнут преобразованию в камере повышения сортности вместе с извлеченным катализатором, который не был сохранен в камере повышения сортности. [0125] Distillation column 20 produces a residue 26 which has not been subjected to transformation in the chamber along with upgrading a recovered catalyst which has not been retained in the chamber for upgrading. Этот остаток 26 подвергнут рециркуляции в пару скважин, предназначенных для повышения сортности, посредством кондиционирования 26а остатка. This residue was subjected to recycle 26 into a pair of holes, designed for improving the grade, by conditioning 26a residue.

[0126] Битуминозная нефть 22 от смежных пар 13а скважин для гравитационного дренирования с закачкой водяного пара смешана с остатком 26, с водородом 28 и катализатором 30. Объединенный поток добавлен к рециркулированному газу 32 и нагнетен в пару 13b скважин, предназначенных для повышения сортности. [0126] Bituminous oil 22 from the adjacent pairs of wells 13a for gravity drainage with the injection of water vapor mixed with residue 26, 28 with hydrogen and a catalyst 30. The combined stream is added to the recycle gas 32 and pumped into a pair of holes 13b, intended to enhance the grade.

[0127] Теплообменник может быть использован для предварительного подогрева поступающей битуминозной нефти 22 и понизителя вязкости 24, причем нефть 34 с повышенной сортностью отправляют на рынок. [0127] The heat exchanger may be used to preheat the incoming bituminous oil viscosity reducer 22 and 24, the oil 34 with high grade are sent to market.

[0128] Компрессор 68 рециркулируемого газа необходим для восстановления соответствующего давления и расходов потоков в рециркулируемом газе. [0128] The compressor 68 of the recycle gas is required to restore the appropriate pressure and flow rates in the recycle gas. Может также быть необходим компрессор 28а для подпиточного водорода. It may also be necessary for the compressor 28a of makeup hydrogen.

Элементы управления процессом и показатель интенсивности при нагнетании битуминозной нефти Controls process and display intensity at injection bituminous oil

[0129] Интенсивность нагнетания битуминозной нефти определяет 25 объем нефти повышенной сортности, а также интенсивность поступления тепловой энергии в геологическую формацию. [0129] The intensity of the bituminous oil discharge 25 defines the volume of oil increased the grade, as well as the intensity of the thermal energy input into the formation. Тепловая энергия поступает вследствие тепловых потерь, понесенных остатком -битуминозной нефтью, нагнетаемых при температуре 350°C, а также вследствие теплоты, выработанной in situ реакциями гидрокрекинга. Thermal energy is supplied by thermal losses incurred residue -bituminoznoy oil injected at a temperature of 350 ° C, and also due to heat generated by the hydrocracking reactions in situ. Эта 30 переменная также определяет объем фракций легкой нефти, доступных для извлечения. This 30 also defines a variable volume of light oil fractions that are available for retrieval. Следовательно, эта переменная контролирует: Therefore, this variable controls:

объем добычи нефти повышенной сортности; increased production volume of oil grade;

темп постепенно возрастающего извлечения; gradually increasing rate of extraction; и and

скорость роста реакционной камеры. growth rate of the reaction chamber.

Местоположение нагнетания и добычи Location of injection and production

[0130] Конфигурация запуска представляет собой нагнетание из верхней скважины и добычу из нижней скважины. [0130] The configuration of launch is injection from the upper wells and production from the well bottom. Однако эта конфигурация может быть обращена и циклически повторена для управления: However, this configuration may be reversed, and cyclically repeated for control:

распределением температуры в реакционной камере; Temperature distribution in the reaction chamber;

распределением катализатора; catalyst distribution;

формой камеры реакции; form the reaction chamber; и and

темпом постоянно возрастающего извлечения. the rate constantly increasing recovery.

Верхняя нагнетательная скважина и нижняя добывающая скважина Outer injection well and production well bottom

[0131] После запуска обычная конфигурация для пары скважин представляет собой верхнюю нагнетательную скважину и нижнюю извлекающую скважину, поскольку эта конфигурация минимизирует размер продуктивной зоны, размещенной ниже добывающей скважины. [0131] After starting the normal configuration for the pair of wells is an upper and a lower injection well borehole withdrawing because this configuration minimizes the size of the production zone, located below the production well. Как следует понимать, продуктивная зона, размещенная ниже добывающей скважины, не может быть извлечена, поскольку перемещение нефти и катализатора из нагнетательной скважины в извлекающую скважину происходит по направлению силы тяжести. As should be understood, productive zone placed below the production well, may not be removed, since the movement of oil and the catalyst into the injection well borehole extracting occurs in the direction of gravity. Нефтяным парам, добытым в межскважинной области, обеспечивают возможность подъема в зоне извлечения. Oil vapors produced in interwell region enable recovery in extraction zone.

Нижняя нагнетательная скважина и верхняя добывающая скважина Lower injection well and production well upper

[0132] В альтернативном варианте реализации настоящего изобретения конфигурация в виде нижней нагнетательной скважины и верхней добывающей скважины максимизирует температуру в межскважинной зоне реакции. [0132] In an alternative embodiment, the configuration of the bottom of the injection well and the production well maximizes the upper temperature in the reaction zone inter-well. Битуминозная нефть формации, подвижность которой обеспечена из зон выше камеры, находится при температурах ниже 350°C, поскольку увеличение подвижности начинается при низких температурах порядка 150°C. Bituminous oil formation, the mobility of which is provided from the areas above the chamber is at a temperature below 350 ° C, since the increase in mobility starts at low temperatures of about 150 ° C. Чрезмерно возрастающее извлечение битуминозной нефти может подавить температуру в зоне реакции. An excessively increasing the extraction of bituminous oil can suppress the temperature in the reaction zone. Если верхняя скважина представляет собой извлекающую скважину, извлеченная битуминозная нефть добывается немедленно при достижении ею верхней добывающей скважины и не охлаждает межскважинную область. If the upper well is extracting hole extracted bituminous oil is extracted immediately when it reaches its top production well and does not cool the inter-well area. Температура межскважинной области может возрасти выше температуры нагнетания вследствие теплоты, выработанной реакциями повышения сортности, а более горячая межскважинная зона максимизирует повышение сортности. Low inter-well region can be increased above the discharge temperature due to heat generated by reactions for upgrading, and a hot zone maximizes the inter-well increasing grade. Кроме того, происходит поднятие водорода через межскважинную зону реакции. Furthermore, lifting occurs crosshole hydrogen through the reaction zone.

Нагнетание водорода из насосно-компрессорной колонны в верхней добывающей скважине The injection of hydrogen from the tubing at the top of the production well

[0133] Условия с избытком водорода определены для обеспечения возможности присутствия достаточного количества водорода в течение процесса. [0133] with excess hydrogen conditions are defined to allow the presence of a sufficient amount of hydrogen for the process. Однако водород очень легкий газ и его количество, которое может протекать вниз от верхней нагнетательной скважины в нижнюю извлекающую скважину, может быть меньше необходимого. However, hydrogen is very light gas, and the amount thereof, which may flow down from the top to the bottom of the injection well withdrawing well may be less than desired. В этом случае вторичное нагнетание водорода может быть выполнено посредством насосно-компрессорной трубы, вставленной в нижнюю извлекающую скважину, в результате чего происходит пополнение водородом в стволе скважины, окружающем нижнюю извлекающую скважину, и внутри добывающей скважины. In this case, hydrogen secondary injection can be accomplished by tubing inserted into the lower borehole withdrawing, resulting in the completion of the hydrogen in the borehole surrounding the bottom withdrawing the well and within the production well.

Электрический нагрев Electric heating

[0134] В дополнительном варианте реализации настоящего изобретения могут быть использованы электрические или другие способы нагревания, предназначенные для увеличения количества поставляемой тепловой энергии, если это должно приводить к улучшенным характеристикам. [0134] In a further embodiment of the present invention, electrical or other heating methods intended to increase the amount of heat supplied may be used if this should lead to improved characteristics.

Стратегии закрытия и перезапуска Strategy shutdown and restart

[0135] Незапланированное прерывание операций, вероятно, приводит к накоплению жидкостей на дне вертикальной скважины, где они могут охлаждаться и отвердевать в случае продолжительного прерывания. [0135] unplanned interruption operations probably leads to the accumulation of fluids on the bottom of a vertical well where they can cool and solidify in the case of prolonged interruption. Следовательно, желательны эффективные измерение и контроль температуры и в нагнетательной скважине и в добывающей скважине. Consequently, the desirable and efficient measurement and control of temperature in the injection well and the production well. Оперативное нагнетание вакуумного газойля во время незапланированного прерывания работы, вероятно, устраняет неблагоприятные последствия, а также обеспечивает возможность вытеснения водяного пара, как отмечено выше. Prompt injection of vacuum gas oil during the unplanned interruption is likely to eliminate the adverse effects, and also enables displacement of water vapor, as mentioned above.

Результаты моделирования The simulation results

[0136] Результаты моделирования проводимого in situ процесса повышения сортности при помощи остатка и проводимого in situ процесса каталитического повышения сортности при помощи остатка показывают, что при температуре 350°C более чем для 50% вакуумного остатка может быть повышена сортность при времени пребывания, превышающем 16 часов. [0136] Simulation results carried out in situ process for upgrading using the residue and conducted in situ catalyst for upgrading process using the residue shows that at 350 ° C for more than 50% of the vacuum residue may be improved grade with a residence time greater than 16 hours. Получающаяся в результате извлеченная нефть повышенной сортности имеет удельную плотность в 16 градусов АНИ или больше, с вязкостью ниже чем 200 сантипуазов (при 25°C). The resulting oil extracted elevated grade has a specific gravity of 16 degrees or more API, with a viscosity lower than 200 centipoise (at 25 ° C). В таблице 1 показаны данных о балансе массы для типичного каталитического процесса повышения сортности при времени пребывания меньше 24 часов и преобразовании более 50% вакуумного остатка, при потреблении водорода в 9 кубических метров при нормальных условиях / на баррель и потреблением катализатора в 0,10 тонн в сутки, исключая извлечение катализатора. Table 1 shows data on the mass balance for a typical catalytic process for upgrading a residence time less than 24 hours and a conversion of 50% of vacuum residue with a hydrogen consumption of 9 cubic meters at standard conditions / catalyst barrel and consumption of 0.10 tons per day, excluding catalyst recovery.

Figure 00000002

[0137] В таблице 2 показаны модельные данные о балансе теплоты для каталитического процесса повышения сортности. [0137] Table 2 shows the data model for the heat balance of a catalytic process for upgrading.

Figure 00000003

[0138] В таблице 3 показаны для сравнения данные о балансе теплоты для обычного процесса гравитационного дренирования с закачкой водяного пара. [0138] Table 3 shows the comparison of the data for the heat balance of conventional gravity drainage process with the injection of water vapor.

Figure 00000004

[0139] В таблице 4 показана регенирированная теплота в моделированном каталитическом процессе повышения сортности. [0139] Table 4 shows a simulated heat of the regenerated catalytic process for upgrading.

Figure 00000005

Процесс каталитического повышения сортности при содействии деасфальтизата (DAISCU) Catalytic process for upgrading assisted deasphalting (DAISCU)

[0140] Процесс каталитического повышения сортности при содействии деасфальтизата представляет собой вариант проводимого in situ процесса каталитического повышения сортности при помощи остатка. [0140] The catalytic upgrading a deasphalting assisted represents a variant of the process carried out in situ catalyst for upgrading using residue. В этом варианте реализации настоящего изобретения, рассматриваемом со ссылками на фиг. In this embodiment of the present invention, considered with reference to FIG. 6, битуминозная нефть 22, извлеченная из пары 13 скважин, подвергнута процессам деасфальтизации для создания деасфальтизата, используемого в качестве модернизированного переносчика теплоты для нагнетания и битумного пека, причем часть пека использована в качестве топлива (топливная часть), а другая часть (нетопливная часть) пека повторно смешана с деасфальтизатом для нагнетания. 6, bituminous oil 22 recovered from a pair of 13 wells subjected to processes deasphalting to create deasphalting used as the upgraded carrier of heat for pressurizing and bituminous tar pitch, wherein a portion of a pitch used as a fuel (fuel side) and the other part (non-fuel side) pitch remixed with DAO injection. Обычно относительная доля топливной части по сравнению с нетопливной частью зависит от достигнутой степени повышения сортности, причем эта доля будет изменяться по мере достижения нефтеносным пластом целевой температуры в зоне повышения сортности. Typically, the relative fraction of the fuel part as compared with the non-fuel part is dependent on the achieved degree of upgrading, and this proportion will vary with the achievement of target temperature oil-bearing formation in a zone of upgrading.

[0141] В процессе каталитического повышения сортности при содействии деасфальтизата, первоначально во время создания камеры повышения сортности, происходит повышение подвижности битуминозной нефти и ее добыча водяным паром для создания находящейся в начальной стадии камеры повышения сортности способом, похожим на запуск выполняемого in situ процесса повышения сортности при помощи остатка. [0141] In the catalytic upgrading a assisted deasphalting initially during creation chamber for upgrading occurs increase mobility bituminous oil and its extraction steam to generate located in the initial stage chamber upgrading a manner similar to run performed in situ process for upgrading using residue. На этой стадии происходит отделение воды и добытую битуминозную нефть помещают в большой резервуар 82 до тех пор, пока достаточно нефти не будет накоплено, чтобы начать операцию деасфальтизации под воздействием растворителя (SDO), в ходе которой будет получен деасфальтизат и пек, а также достаточное увеличение температуры деасфальтизата до температуры реакции повышения сортности (~320°C). At this stage, the separation of water and extracted bituminous oil is placed into a large tank 82 as long as sufficient oil is not accumulated to start the deasphalting operation under the influence of the solvent (SDO), in which is obtained DAO and pitch, as well as a sufficient increase deasphalting temperature to the reaction temperature for upgrading (~ 320 ° C).

[0142] Конкретнее, извлеченные текучие среды 81 (содержащие битуминозную нефть и нефть повышенной сортности) нагнетают в систему 80 сверхтонкого измельчения для создания очень мелких частиц извлеченной битуминозной нефти. [0142] More specifically, the extracted fluids 81 (containing oil and bituminous oil upgrading a) injecting into the system 80 superfine grinding to produce very fine particles recovered bituminous oil. Извлеченные текучие среды затем нагнетают в резервуар 82 для хранения, имеющий объем, достаточный для сбора и хранения извлеченных текучих среды для последующей обработки. The extracted fluids are then pumped into a storage tank 82 having a volume sufficient to collect and store the extracted fluid for subsequent processing. Газ 85 из резервуара для хранения может быть подвергнут операции очистки 62 газа. Gas 85 from the storage tank 62 may be subjected to a gas cleaning operation. После сбора подходящего объема извлеченных текучих сред, нефтепродукты 34 повышенной сортности (из колонны дистилляции, не показана) собраны и поставлены на рынок. After collecting a suitable volume of recovered fluids for upgrading oil 34 (of the distillation column, not shown) is collected and put on the market.

[0143] Более тяжелые фракции 84а, содержащие существенно более тяжелые фракции, будут закачаны в блок 86 деасфальтизации посредством растворителя, который при добавлении растворителя образует фракцию 87 деасфальтизата, а более тяжелые фракции битуминозной нефти/пека 88а (топливная фракция) и 88b (нетопливная фракция) будут зависеть от относительного увеличения камеры повышения сортности и реакций повышения сортности. [0143] The heavier fraction 84a containing substantially heavier fraction are pumped into the unit 86 deasphalting by a solvent, which when added solvent forms a fraction of 87 deasphalting, and the heavier fraction bituminous oil / pitch 88a (fuel fraction) and 88b (non-fuel fraction ) will depend on the relative increase in the chamber and for upgrading reactions of upgrading. Топливную часть 88а подают в печь 90, в которой топливная часть сгорает вместе с извлеченными газами 62а, поступающими из устройства 62 очистки газа, чтобы нагреть деасфальтизат 87 для нагнетания в скважину 16. The fuel portion 88a is fed to the furnace 90 in which fuel is burned together with the extracted 62a gases coming from a gas purification unit 62 to heat the DAO 87 for injection into the well 16.

[0144] Нетопливная часть 88b может быть возвращена в систему 80 тонкого измельчения и систему 84 хранения. [0144] Non-fuel portion 88b may be returned to the system 80 fine grinding and storage system 84.

[0145] Нагретый деасфальтизат может быть объединен при нагнетании с водородом 28 и катализатором 30, как описано выше. [0145] The heated DAO may be combined with hydrogen injection at 28 and the catalyst 30 as described above.

[0146] Зона повышения сортности описана со ссылками на фиг. [0146] Zone of upgrading is described with reference to FIG. 7 относительно процессов каталитического повышения сортности при воздействии деасфальтизата. 7 with respect to the catalytic process for upgrading when subjected to deasphalting. Камера добычи подобна камерам на фиг. Luggage extraction chambers similar to FIG. 1, 2, 3 и 4. Как показано, верхняя и нижняя скважины обеспечивают возможность нагнетания водорода, а деасфальтизат нагнетают в верхнюю нагнетательную скважину. 1, 2, 3 and 4. As shown, the upper and lower wells allow discharge of hydrogen, and injected into the upper DAO injection well. Зона повышения сортности может быть обычно описана как состоящая из трех областей. Zone of upgrading can be generally described as comprising three domains. В первую область (а) водород, катализаторы и деасфальтизат нагнетают при температуре реакции. In the first region (a) hydrogen, catalysts and DAO is injected at the reaction temperature. Обычно объем нагнетательной скважины определяет время пребывания порядка от 0,5 до 3 часов, так что будет иметь место относительная небольшая степень (примерно 10%) повышения сортности. Typically the volume of the injection well determines the residence time of the order of 0.5 to 3 hours, so that there will be a relatively small extent (about 10%) for upgrading.

[0147] Вторая область (b) простирается непосредственно ниже нагнетательной скважины по направлению к добывающей скважине. [0147] The second region (b) extends directly below the injection well towards the production well. В зрелой скважине существенное количество битуминозной нефти было уже произведено и, таким образом, эта зона может быть описана как имеющая более высокую степень приемистости по сравнению с другими зонами, поскольку обеспечена возможность потока между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной. The mature borehole a substantial amount of bituminous oil was already made, and thus, this area can be described as having a higher degree of pick-up as compared with other zones as possible to flow between the injection well and production well. В качестве такового, нагнетаемый деасфальтизат будет преобладающе течь вниз и его сортность будет повышена в значительной степени вследствие условий реакции в этой зоне. As will be increased largely due to the reaction conditions in this zone, as such, the injected DAO will predominantly flow downwards and its grading.

[0148] Битуминозная нефть в области выше нагнетательной скважины течет вниз в результате растворения и конвективного переноса теплоты летучими углеводородными парами и газами, произведенными во время повышения сортности нагнетаемым водородом, но также и перегретым водяным паром, образованным из погребенной воды. [0148] Bituminous oil in the area above the discharge hole flows down as a result of dissolution and the convective heat transfer of volatile hydrocarbon vapors and gases produced during upgrading a blown hydrogen, but also and superheated steam formed from the buried water. Все эти газы имеют тенденцию к концентрации и образованию обратного потока на вершине камеры, что поддерживает возможности тепла и растворителя в содействии повышению подвижности битуминозной нефти вниз в извлекающую скважину. All these gases tend to concentrate and the formation of reverse flow on top of the camera that supports the possibility of heat and a solvent in promoting the mobility of bituminous oil withdrawing down into the well. Таким образом, битуминозная нефть из области выше нагнетательной скважины также повышает сортность вместе с зоной (b). Thus, the bituminous oil from the region above the injection well also enhances grade with (b) area.

[0149] Битуминозная нефть, нагретая посредством теплопроводности от деасфальтизата, соседствующего с боковыми стенками межскважинной области, также имеет повышенную подвижность и в значительной степени повышенную сортность, поскольку она смешана с деасфальтизатом, переносящим катализаторы около добывающей скважины, и контактирует с потоком водорода, происходящим от водородной обсадной трубы(-б), прикрепленной внешним образом к верхнему полушарию добывающей скважины. [0149] Bituminous oil, heated by conduction from the deasphalting, adjacent to the sidewalls interwell region also has a high mobility and largely increased the grade because it is mixed with DAO, transporting catalysts near the production well and is contacted with a hydrogen stream, originating from hydrogen casing (-b) attached externally to the upper hemisphere of the production well.

[0150] Третья область, зона (с), расположена вокруг добывающей скважины и обеспечивает дополнительный объем и, следовательно, дополнительное время пребывания для завершения реакции повышение сортности прежде, чем добытая нефть не достигнет поверхности, или температура не упадет ниже температуры реакции. [0150] The third area, the area (s), is arranged around the production well and provides additional volume and therefore residence time for further completion of the reaction, raising the grade before extracted oil reaches the surface, or the temperature falls below the reaction temperature.

Проводимое in situ нано-каталитическое повышение сортности (n-CISU) Conducted in situ catalytic nano-increasing grade (n-CISU)

[0151] Еще в одном варианте реализации настоящего изобретения со ссылками на фиг. [0151] In yet another embodiment of the present invention with reference to FIG. 8 будет описан способ проводимого in situ нано-каталитического повышения сортности. 8, a method carried out in situ nano-catalyst for upgrading. Процесс проводимого in situ нано-каталитического повышения сортности может быть применен к простой конфигурации скважин при использовании извлечения с циклической закачкой водяного пара в скважину. The process carried out in situ nano-catalyst for upgrading can be applied to a simple configuration using the extraction wells cyclic steam injection into the well. В этом варианте реализации настоящего изобретения может быть использована вертикальная скважина 13с, в которую нагнетают горячие текучие среды (то есть, включая добытую нефть) вместе с другими добавками, включая водород 28 и катализатор 30. После нагнетания скважину герметизируют и выдерживают под давлением в течение времени выдержки для обеспечения возможности проводимого in situ повышения сортности. In this embodiment, the vertical hole 13c may be used in which hot fluid is injected (i.e., including the extracted oil) along with other additives, including hydrogen 28 and a catalyst 30. After injection the hole was sealed and maintained under pressure for a time exposure to permit in situ carried out for upgrading. По прошествии достаточного времени выдержки давление сбрасывают и текучие среды, включая нефть 80 повышенной сортности, откачивают из скважины. After sufficient soaking time the pressure was released and the fluids, including oil 80 elevated grade, is pumped from the well. Цикл может быть повторен, пока скважина продуктивная. The cycle can be repeated until the well is productive.

[0152] Более подробно фазы запуска и добычи будут описаны в последующем представительном описании. [0152] In more detail the startup phase and extraction will be described in the following representative description. Сначала водяной пар 60 используют для предварительного подогрева зоны нефтеносного пласта вокруг вертикальной скважины 13 в соответствии с обычными процедурами циклической закачки водяного пара в скважину. First, the water vapor 60 is used to preheat the reservoir zone around the vertical well 13 in accordance with conventional procedures cyclic injection of steam into the well. В течение этой фазы предварительные количества нефти/битуминозной нефти 80 будут добыты из скважины и сохранены в нагретом резервуаре 62 (при температуре ~80-140°C) для последующего использования. During this preliminary phase the amount of oil / bituminous oil 80 will be produced from the well and stored in a heated tank 62 (at a temperature of ~ 80-140 ° C) for later use. При достижении достаточной приемистости (если первоначально ее не было) сохраненная нефть 62а может быть использована для двух целей, во-первых для диспергирования нанокатализаторов 30 (с приблизительной концентрацией 600 частей на миллион) в этой нефти и, во-вторых, для передачи теплоты в нефтеносный пласт при типичной температуре нагнетания в 270-290°C. Upon reaching sufficient injectivity (when originally it was not) stored oil 62a can be used for two purposes, firstly to disperse nanocatalysts 30 (with an approximate concentration of 600 ppm) in the oil and, secondly, to transfer heat in oil-bearing formation with a typical discharge temperature of 270-290 ° C. Катализатор нагнетают один раз в первом цикле нагнетания и в небольшом количестве. The catalyst is injected once in the first discharge cycle and in small quantities. Любое дополнительное количество катализатора можно нагнетать во время последующих циклов с целью поддержания концентрации катализатора на необходимом уровне. Any additional catalyst may be injected during subsequent cycles in order to maintain the catalyst concentration at the required level. Водород 28 нагнетают вместе с идущей вниз нефтью (отношение Н 2 /битуминозная нефть составляет 90 см 3 /битуминозная нефть в м 3 ). Hydrogen was injected with 28 downcomer oil (ratio H 2 / bituminous oil is 90 cm 3 / m bituminous oil 3).

[0153] Нагнетаемый материал вводят при давлении, немного превышающем давление в нефтеносном пласте. [0153] The injection material is injected at a pressure slightly above the pressure in the reservoir. После нагнетания достаточного количества горячей нефти (обычно примерно 90% от нефти, первоначально добытой и сохраненной в течение 10-15 дней от начальной добычи) выдерживают период закрытой скважины (время выдержки), составляющий от 10 до 15 дней. After injecting a sufficient amount of hot oil (typically about 90% of the oil initially produced and stored for 10-15 days from the initial extraction) is kept closed during the well (hold time) is from 10 to 15 days. В течение времени выдержки происходит повышение сортности и нагнетенной нефти и извлекаемой нефти. During the dwell time is an increase in the grade and the pumped oil and recovered oil.

[0154] В течение времени выдержки проводят слежение за давлением и составом газа в скважине, чтобы гарантировать поддержание благоприятных условий для повышения сортности. [0154] During the hold time tracking is performed for the pressure and gas composition in the well to ensure the maintenance of favorable conditions for upgrading a. Дополнительное количество водорода может быть добавлено в течение времени выдержки, что может быть необходимо для поддержки давления в нефтеносном пласте и содействия благоприятной кинетике реакции. Additional amounts of hydrogen may be added during the hold time, which may be necessary to support the pressure in the reservoir and to promote a favorable reaction kinetics.

[0155] Водород обычно расходуют в количестве 15 см 3 на баррель нефти, нагнетенной и добытой. [0155] Hydrogen is typically spend in an amount of 15 cm 3 per barrel of oil, pumped and produced. В качестве максимума может быть расходовано 45 см 3 водорода на баррель нагретой нефти/нагнетенной битуминозной нефти в предположении, что продуктивность по нефти удвоена относительно обычной операции циклической закачки водяного пара в скважину (самое высокое ожидание). In the assumption that the oil productivity is doubled with respect to normal operation cyclic injection of steam into the wellbore (the highest expectation) may be as high consumes 45 cm 3 of hydrogen per barrel of the heated oil / pumped bituminous oil. Таким образом, будет расходовано примерно 25-50% от нагнетенного водорода. Thus, it will consume approximately 25-50% of the injected hydrogen.

[0156] После периода выдержки извлеченные текучие среды будут подвергнуты дистилляции в колонне 20 дистилляции для проведения отделения нефти повышенной сортности, поставляемой на рынок 34, и извлечения газовых компонентов 85. Как в предыдущих вариантах реализации настоящего изобретения, компоненты с высокой вязкостью, включая остаток, могут быть повторно нагнетены в скважину с повторением циклов. [0156] After the period of soaking the extracted fluids are subjected to distillation in distillation column 20 for separation of upgrading oil delivered to market 34 and gas extraction component 85. As in the previous embodiments of the present invention, the components of higher viscosity, including residue It can be re-pumped into the well with the cycles of repetition.

[0157] Та же самая общая методология может быть применена к каждой из конфигураций скважин, показанных на фиг. [0157] The same general methodology can be applied to each of the well configurations shown in Figs. 2В. 2B.

Другое сравнение с гравитационным дренированием с закачкой водяного пара Other comparisons with the gravity drainage with the injection of water vapor

[0158] Способы и устройства согласно настоящему изобретению могут обеспечить существенные преимущества по сравнению с гравитационным дренированием с закачкой водяного пара с точки зрения полного энергетического баланса. [0158] The methods and apparatus of the present invention can provide significant advantages in comparison with the gravitational draining to the injection of steam in terms of overall energy balance. Как известно, в операции гравитационного дренирования с закачкой водяного пара теплоту нагнетают в формацию в виде водяного пара и обычно извлекают в виде теплой воды. As is known, in operation the gravity drainage with the injection of steam heat is injected into the formation in the form of steam and is generally recovered in the form of warm water. Кроме того, на поверхности воду нагревают, используя существенное количество энергии ископаемого топлива для выработки необходимых объемов, давлений и температуры водяного пара для нагнетания в нисходящую скважину. Furthermore, on the surface of water is heated using a substantial amount of fossil fuel energy to generate the required volume, pressure and temperature of steam injection downhole. В частности, количество энергии, необходимое для нагрева воды с превращением ее в водяной пар, требует энергии теплоты испарения воды для создания пара. In particular, the amount of energy needed to heat the water to convert it into steam energy requires heat of evaporation of water to generate steam. Хотя энергию теплоты испарения воды вводят в нефтеносный пласт посредством конденсации пара в воду, вода возвращается на поверхность в виде загрязненного водного /минерального /углеводородного потока, который требует существенной очистки до повторного нагрева с превращением в водяной пар. Although the heat of vaporization energy of the water introduced into the reservoir by steam condensation in the water, the water returns to the surface in the form of contaminated aqueous / mineral / hydrocarbon stream, which require substantial purification before reheating to convert to steam. В частности, минеральные загрязнители должны быть удалены для предотвращения образования накипи в парогенерирующем оборудовании, а углеводороды должны быть отделены от воды. In particular, mineral contaminants must be removed to prevent scale formation in steam generating equipment, and hydrocarbons must be separated from the water.

[0159] Как следует понимать, энергетические затраты на удаление минеральных/углеводородных загрязнителей из воды приводят к сопутствующему требованию к энергии, которое при использовании настоящей технологии значительно уменьшено, поскольку объем воды, извлекаемой из формации, будет значительно меньше, ввиду того, что обычно единственной водой, существующей в системе, будет погребенная вода. [0159] As can be appreciated, the energy cost of removing mineral / hydrocarbon pollutants from the water lead to a concomitant demand for energy which, in use of this technology is significantly reduced since the volume of water extracted from the formation, will be considerably less, due to the fact that usually only water existing in the system, will be buried water. После отделения углеводородов не может быть нужна никакая дополнительная очистка воды. After separation of the hydrocarbons can be no need for any additional water treatment.

[0160] Кроме того, воздействие настоящей технологии на окружающую среду значительно ниже, поскольку значительно меньшие объемы воды необходимы для выполнения процесса. [0160] In addition, the impact of this technology on the environment is considerably lower because much smaller amounts of water needed for the process. Может быть устранена необходимость в отстойных прудах. It can be eliminated the need for settling ponds.

[0161] Более того, поскольку проводимые in situ реакции повышения сортности представляют собой экзотермические реакции, уменьшено требование ко вводу теплоты на поверхности. [0161] Moreover, since the reactions carried out in situ for upgrading are exothermic reactions, reduced requirement for heat input surface.

Карбонатные формации и увеличенная добыча нефти в обычных нефтеносных пластах Carbonate formations and increased production of oil in conventional oil reservoirs

[0162] Эта технология может также быть применена к другим пластам, кроме нефтеносных пластов тяжелой нефти, включая обычные нефтеносные пласты с уменьшением добычи, более глубокие нефтеносные пласты, чем нефтяные пески, которые относительно мелки, и карбонатные формации. [0162] This technique can also be applied to other layers than heavy oil reservoirs, including conventional oil-bearing formations to decrease production, petroleum reservoirs deeper than the oil sands that are relatively shallow, and carbonate formation. В частности, по сравнению с гравитационным дренированием с закачкой водяного пара, которое обычно может быть применимо только к относительно мелким нефтеносным пластам, настоящие способы могут быть применимы к другим формациям в качестве способа увеличенной добычи нефти. In particular, as compared with gravity drainage with the injection of steam, which may typically be applied only to a relatively shallow oil-bearing strata, these methods may be applicable to other formations as a method for enhanced oil recovery.

[0163] Объем дополнительной нефти, доступной к извлечению способом нагнетания горячей текучей среды, может быть на 10-30% больше объема, извлекаемого посредством воздействия водяного пара, что обеспечивает значительно большие интенсивности извлечения, чем при использовании способов нагнетания водяного пара. [0163] The amount of additional oil that is available to the extraction means injecting hot fluid may be 10-30% larger than the volume, extracted by the action of steam, which provides much greater extraction rate than when using injection methods steam. Кроме того, нефть, добытая посредством настоящих технологий, может достигать транспортабельного уровня (р<280 сантипуазов при температуре 25°C) для песков с внедренной битуминозной нефтью с минимальным или полностью отсутствующим уменьшением проницаемости нефтеносного пласта и с, по меньшей мере, аналогичным извлечением нефти. In addition, oil produced by these technologies can reach transportable level (p <280 centipoise at 25 ° C) for the sand with embedded bituminous oil with minimal or no decrease in reservoir permeability and with at least the same oil extraction .

[0164] В результате эти способы могут привести к устранению необходимости использования устройств повышения сортности для обеспечения возможности транспортировки и/или разбавления. [0164] As a result, these methods can lead to the elimination of the need for increasing the grade of devices to enable transmission and / or dilution.

[0165] Хотя настоящее изобретение было описано и иллюстрировано относительно предпочтительных вариантов его реализации и предпочтительного использования, оно не должно быть этим ограничено, поскольку, как понятно специалистам в данной области техники, здесь могут быть сделаны модификации и изменения, попадающие внутрь полного, намеченного объема изобретения. [0165] Although the present invention has been described and illustrated with respect to preferred embodiments and a preferred use, it should not be this is limited because as appreciated by those skilled in the art, there can be made modifications and variations falling within the full, the target volume invention.

Claims (143)

  1. 1. Способ извлечения и проводимого in situ повышения сортности углеводородов в паре скважин, состоящей из нагнетательной скважины и извлекающей скважины, в пределах нефтеносного пласта, содержащего тяжелые углеводороды, причем способ включает операции: 1. A method for extracting and conducted in situ upgrading a hydrocarbon in a pair of wells comprising the injection well and extracting wells within the oil-bearing formation containing heavy hydrocarbons, the method comprising the steps of:
  2. a) ввода выбранного количества горячей нагнетаемой текучей среды, включая фракцию тяжелых углеводородов, в нагнетательную скважину для содействия извлечению углеводородов и проводимого in situ повышения сортности; a) entering a selected amount of the injected hot fluid, including the heavy hydrocarbon fraction in the injection well to facilitate the extraction of hydrocarbons and held in situ for upgrading; и and
  3. b) извлечения углеводородов из извлекающей скважины. b) withdrawing hydrocarbon recovery from the well.
  4. 2. Способ по п. 1, в котором 2. A method according to Claim. 1, wherein
  5. нагнетательная скважина и извлекающая скважина представляют собой пару горизонтальных скважин. injection well borehole and extracts are a pair of horizontal wells.
  6. 3. Способ по п. 1 или 2, в котором 3. The method of Claim. 1 or 2, wherein
  7. фракция тяжелых углеводородов содержит любой материал из сланцевой нефти, битуминозной нефти, атмосферного остатка, вакуумного остатка или деасфальтизата или их комбинацию. fraction of heavy hydrocarbons comprises any material of shale oil, bituminous oil, atmospheric residue, vacuum residue or deasphalting or a combination thereof.
  8. 4. Способ по п. 1 или 2, в котором 4. A method according to Claim. 1 or 2, wherein
  9. углеводороды, извлеченные из извлекающей скважины, подвергнуты процессу разделения, в ходе которого разделены тяжелые и легкие фракции, причем тяжелая фракция содержит остаточную фракцию. hydrocarbons extracted from an extraction well, subjected to the separation process, in which the separated heavy and light fraction, the heavy fraction contains residual fraction.
  10. 5. Способ по п. 4, в котором 5. The method of claim. 4, wherein
  11. остаточная фракция от процесса разделения смешана с нагнетаемой текучей средой до введения в нагнетательную скважину. residual fraction from the separation process is mixed with the injected fluid before injection into the injection well.
  12. 6. Способ по п. 5, дополнительно включающий операцию смешивания подпиточных тяжелых углеводородов с нагнетаемой текучей средой до введения нагнетаемой текучей среды в нагнетательную скважину, причем 6. The method of claim. 5, further comprising the step of mixing make-up of heavy hydrocarbons with injected fluid before introduction of the fluid injected into the injection well, wherein
  13. температурой и давлением нагнетаемой текучей среды управляют так, чтобы способствовать реакциям повышения сортности в нисходящей скважине. temperature and pressure of the injected fluid is controlled to promote reactions of upgrading downhole.
  14. 7. Способ по любому из пп. 7. A method according to any one of claims. 1, 2, 5, 6, в котором 1, 2, 5, 6, wherein
  15. нагнетаемая текучая среда содержит понизитель вязкости. injected fluid comprises a viscosity reducer.
  16. 8. Способ по любому из пп. 8. A method according to any one of claims. 1, 2, 5, 6, в котором 1, 2, 5, 6, wherein
  17. температурой и давлением нагнетаемой текучей среды управляют так, чтобы способствовать реакциям повышения сортности в виде термического крекинга. temperature and pressure of the injected fluid is controlled to promote reactions for upgrading a thermal cracking.
  18. 9. Способ по п. 8, в котором 9. A method according to claim. 8, wherein
  19. температурой нагнетаемой текучей среды управляют так, чтобы обеспечить температуру скважинного зумпфа 320±20°С. pumping fluid temperature is controlled to provide a downhole sump temperature of 320 ± 20 ° C.
  20. 10. Способ по любому из пп. 10. The method according to any one of claims. 1, 2, 5, 6, 9, в котором 1, 2, 5, 6, 9, wherein
  21. время пребывания нагнетаемых текучих сред в нисходящей скважине составляет 24-2400 часов. residence time of the injected fluids downhole is 24-2400 hours.
  22. 11. Способ по любому из пп. 11. A method according to any one of claims. 1, 2, 5, 6, 9, в котором 1, 2, 5, 6, 9, wherein
  23. температурой и давлением нагнетаемых текучих сред управляют таким образом, чтобы более чем 30% от остаточного тяжелого углеводорода в извлеченной битуминозной нефти было преобразовано в более легкие фракции внутри нефтеносного пласта. temperature and pressure of the injected fluid is controlled so that over 30% of the residual hydrocarbon heavy oil in the extracted bitumen has been converted to lighter fractions within the reservoir.
  24. 12. Способ по любому из пп. 12. The method according to any one of claims. 1, 2, 5, 6, 9, в котором температурой и давлением нагнетаемых текучих сред управляют таким образом, чтобы вязкость извлеченных углеводородов составляла меньше 500 сантипуазов при температуре 25°С. 1, 2, 5, 6, 9, wherein the temperature and pressure of the injected fluid is controlled so that the viscosity of the recovered hydrocarbons was less than 500 centipoise at 25 ° C.
  25. 13. Способ по п. 12, в котором 13. The method of claim. 12 wherein
  26. вязкость извлеченных углеводородов составляет меньше 250 сантипуазов при температуре 25°С. recovered hydrocarbons viscosity is less than 250 centipoise at 25 ° C.
  27. 14. Способ по любому из пп. 14. The method according to any one of claims. 2, 5, 6, 9, 13, в котором 2, 5, 6, 9, 13, wherein
  28. до проведения операции а) водяной пар нагнетают в пару горизонтальных скважин для инициирования связи между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной и образования подземной реакционной камеры. prior to step a) steam is injected into a pair of horizontal wells to initiate communication between the injection well and the production well and a subterranean formation reaction chamber.
  29. 15. Способ по п. 14, в котором 15. The method of claim. 14 wherein
  30. до проведения операции а) водяной пар постепенно заменяют текучей средой из тяжелого углеводорода, выбранной в виде любого материала из тяжелой нефти, сланцевой нефти, битуминозной нефти, атмосферного остатка, вакуумного остатка или деасфальтизата или их комбинации. prior to step a) steam is gradually replaced by fluid from the heavy hydrocarbon selected as any material from heavy oil, shale oil, tar oil, atmospheric residue, vacuum residue or deasphalting or combinations thereof.
  31. 16. Способ по любому из пп. 16. The method according to any one of claims. 1, 2, 5, 6, 9, 13, 15, дополнительно включающий операцию 1, 2, 5, 6, 9, 13, 15, further comprising the step of
  32. примешивания катализатора в нагнетаемую текучую среду до введения нагнетаемой текучей среды в нагнетательную скважину. admixing a catalyst in the pumped fluid to the pumped fluid injection into the injection well.
  33. 17. Способ по п. 16, дополнительно включающий операцию примешивания водорода в нагнетаемую текучую среду до введения нагнетаемой текучей среды в нагнетательную скважину. 17. The method of claim. 16, further comprising the step of mixing hydrogen in the pumped fluid to the pumped fluid injection into the injection well.
  34. 18. Способ по п. 17, в котором 18. The method of claim. 17 wherein
  35. температурами и давлениями нагнетаемой текучей среды управляют так, чтобы содействовать любой реакции из реакций гидрообработки, гидрокрекинга или парового крекинга или их комбинации. temperatures and pressures of injected fluid is controlled to promote reaction of any hydroprocessing reactions, steam cracking or hydrocracking, or combinations thereof.
  36. 19. Способ по п. 18, в котором 19. The method of claim. 18 wherein
  37. водород смешан с нагнетаемой текучей средой для обеспечения избыточного водорода для проведения реакций гидрообработки и гидрокрекинга. hydrogen is mixed with the injected fluid to provide excess hydrogen for the hydrotreating and hydrocracking reactions.
  38. 20. Способ по любому из пп. 20. The method according to any one of claims. 17-19, в котором 17-19, in which
  39. водород нагнетают вдоль длины нагнетательной скважины. hydrogen is injected along the length of the injection well.
  40. 21. Способ по п. 20, в котором 21. The method of claim. 20 wherein
  41. примерно 1/3 водорода смешивают с нагнетаемой текучей средой на поверхности и примерно 2/3 нагнетают в нефтеносный пласт вдоль горизонтальной длины извлекающей скважины. about 1/3 of the injected hydrogen is mixed with the fluid at the surface and about 2/3 is injected into the reservoir along the horizontal length of the extracting hole.
  42. 22. Способ по п. 21, в котором 22. The method of claim. 21 wherein
  43. водород нагнетают из извлекающей скважины через по меньшей мере одну обсадную трубу, функционально присоединенную к добывающей скважине. withdrawing hydrogen is injected from the well through the at least one casing, operably linked to a producing well.
  44. 23. Способ по любому из пп. 23. The method according to any one of claims. 17, 18, в котором 17, 18, wherein
  45. катализатор представляет собой любой катализатор из нанокатализаторов или ультрадиспергированных катализаторов или комбинацию таких катализаторов. catalyst is a catalyst of any nanocatalysts or ultradispersed catalysts, or a combination of such catalysts.
  46. 24. Способ по п. 23, в котором 24. The method of claim. 23 wherein
  47. нанокатализатор имеет частицы диаметром меньше 1 микрона. nanocatalyst has a particle diameter less than 1 micron.
  48. 25. Способ по п. 24, в котором 25. The method of claim. 24 wherein
  49. ультрадисперсный катализатор имеет частицы с диаметрами меньше 120 нм. catalyst has ultrafine particles with diameters less than 120 nm.
  50. 26. Способ по любому из пп. 26. The method according to any one of claims. 1, 2, 5, 6, 9, 13, 15, 17-19, 21, 22, 24, 25, в котором множество соседних взаимосвязанных пар скважин выполнено в виде одного куста скважин, причем 1, 2, 5, 6, 9, 13, 15, 17-19, 21, 22, 24, 25, wherein the plurality of interconnected pairs of adjacent wells is in the form of a well cluster, and
  51. одна пара из взаимосвязанных пар скважин представляет собой пару скважин, предназначенную для повышения сортности, и one pair of interconnected wells of pairs is a pair of holes, designed to improve the grade, and
  52. текучие среды из тяжелых углеводородов, извлеченные из каждой скважины, смешивают с нагнетаемой текучей средой для пары скважин, предназначенной для повышения сортности. fluids from heavy hydrocarbons extracted from each well, mixed with the injected fluid to a pair of wells intended for upgrading a.
  53. 27. Способ по п. 26, в котором 27. The method of claim. 26 wherein
  54. текучие среды из тяжелых углеводородов содержат любой материал из тяжелой нефти, сланцевой нефти, битуминозной нефти, атмосферного остатка, вакуумного остатка или деасфальтизата или их комбинацию. fluids from heavy hydrocarbons comprise any material from heavy oil, shale oil, tar oil, atmospheric residue, vacuum residue or deasphalting or a combination thereof.
  55. 28. Способ по любому из пп. 28. The method according to any one of claims. 2, 5, 6, 9, 13, 15, 17-19, 21, 22, 24, 25, 27, в котором 2, 5, 6, 9, 13, 15, 17-19, 21, 22, 24, 25, 27, wherein
  56. нагнетательная скважина и извлекающая скважина содержат вертикально перекрываемые горизонтальные секции, а нагнетательная скважина представляет собой нижнюю скважину из нагнетательной скважины и извлекающей скважины. injection well borehole and extracts comprise vertically overlapping the horizontal section, and the injection well is a well bottom of the injection well and extracting wells.
  57. 29. Способ по любому из пп. 29. The method according to any one of claims. 2, 5, 6, 9, 13, 15, 17-19, 21, 22, 24, 25, 27, в котором 2, 5, 6, 9, 13, 15, 17-19, 21, 22, 24, 25, 27, wherein
  58. нагнетательная скважина и извлекающая скважина содержат вертикально перекрываемые горизонтальные секции, а нагнетательная скважина представляет собой верхнюю скважину из нагнетательной скважины и извлекающей скважины. injection well borehole and extracts comprise vertically overlapping the horizontal section, and the injection well is the upper hole of the injection well and extracting wells.
  59. 30. Способ повышения сортности тяжелых углеводородов во время извлечения углеводородов из формации с тяжелыми углеводородами, включающий следующие операции: 30. A process for upgrading heavy hydrocarbons during a hydrocarbon recovery from the formation of heavy hydrocarbons, comprising the steps of:
  60. а) бурение нагнетательной скважины и извлекающей скважины в формацию с тяжелыми углеводородами; a) drilling an injection well and into the formation an extraction wells with heavy hydrocarbons;
  61. b) создание камеры повышения подвижности углеводородов внутри формации с тяжелыми углеводородами посредством ввода горячей текучей среды в нагнетательную скважину, чтобы способствовать подвижности углеводородов в направлении к добывающей скважине; b) creating increase mobility of hydrocarbons within the formation chamber with heavy hydrocarbons by introducing hot fluid into said injection well to facilitate the mobility of hydrocarbons in a direction towards a production well;
  62. c) извлечение тяжелых углеводородов из извлекающей скважины на поверхность; c) recovering the heavy hydrocarbons from an extraction well to the surface;
  63. d) выполнение процесса разделения в отношении углеводородов, извлеченных в ходе операции с), с образованием фракций более легких углеводородов и фракций остаточных тяжелых углеводородов; d) performance of the separation process in relation to the hydrocarbons recovered in step c), to form a light hydrocarbon fractions and residual fractions of heavy hydrocarbons;
  64. e) введение части или всех фракций остаточных тяжелых углеводородов при определенных значениях температуры и давления для содействия реакциям повышения сортности углеводородов в камере повышения подвижности углеводородов; e) administering some or all of the residual fractions of heavy hydrocarbons under certain temperature and pressure to facilitate reactions for upgrading hydrocarbons in the chamber increase mobility of hydrocarbons; и and
  65. f) извлечение совместно смешанных углеводородов повышенной сортности из извлекающей скважины. f) recovering hydrocarbons mixed together increased the grade of extracting borehole.
  66. 31. Способ по п. 30, в котором 31. The method of claim. 30 wherein
  67. часть полученной при разделении тяжелой остаточной фракции использована в качестве топлива для выработки теплоты, нагревающей нагнетаемые текучие среды для выполнения реакций повышения сортности. portion obtained by separating the heavy residual fraction is used as fuel to generate heat, heating of injected fluid for performing the reactions of upgrading.
  68. 32. Способ по п. 30, дополнительно включающий операцию использования части легких углеводородов для проведения дополнительных процессов разделения для образования дополнительных углеводородных фракций. 32. The method of claim. 30, further comprising the step of using a portion of light hydrocarbons for further separation processes to produce additional hydrocarbon fractions.
  69. 33. Способ по любому из пп. 33. The method according to any one of claims. 30-32, в котором 30-32, in which
  70. операция е) включает введение катализатора в нагнетательную скважину, чтобы способствовать каталитическому повышению сортности внутри нагнетательной скважины и камеры повышения подвижности углеводородов. operation e) comprises introduction of the catalyst into the injection well to promote the catalytic grade improvement in the injection well and the chamber increase mobility of hydrocarbons.
  71. 34. Способ по любому из пп. 34. The method according to any one of claims. 30-32, в котором операция е) дополнительно включает введение водорода в нагнетательную скважину, чтобы способствовать реакциям повышения сортности в камере повышения подвижности углеводородов. 30-32, wherein step e) further comprises introducing hydrogen into the injection well to promote reactions in the chamber for upgrading hydrocarbons enhance mobility.
  72. 35. Система для извлечения и проводимого in situ повышения сортности тяжелых углеводородов в пределах формации, содержащей тяжелые углеводороды, причем система содержит: 35. The system for extracting and held in situ for upgrading heavy hydrocarbons within the formation containing heavy hydrocarbons, the system comprising:
  73. a) нагнетательную скважину; a) an injection well;
  74. b) извлекающую скважину; b) withdrawing the hole;
  75. причем нагнетательная скважина и извлекающая скважина функционально присоединены к колонне дистилляции углеводородов для разделения текучих сред, извлеченных из извлекающей скважины, на тяжелые и легкие фракции; wherein the injection well borehole, and extracting operably attached to hydrocarbons distilling column for separating the fluids extracted from an extraction well, heavy and light fractions;
  76. c) систему смешивания и нагнетания горячей текучей среды, функционально присоединенную к колонне дистилляции для извлечения тяжелых фракций из колонны дистилляции и для смешивания тяжелой фракции с дополнительными нагнетаемыми текучими средами для нагнетания в нагнетательную скважину. c) mixing and injecting hot fluid system operably connected to the distillation column for removal of heavy ends from the distillation column and a heavy fraction for blending with additional injected fluid for injection into the injection well.
  77. 36. Система по п. 35, дополнительно содержащая систему разделения газа и жидкостей, функционально присоединенную к извлекающей скважине для разделения газа и жидкостей, извлеченных из извлекающей скважины, и для подачи отделенных жидкостей в колонну дистилляции. 36. The system of claim. 35, further comprising a system of gas separation and liquid operably connected to an extraction well for separating gas and liquid extracted from an extraction well, and for supplying the separated liquids in the distillation column.
  78. 37. Система по любому из пп. 37. The system according to any one of claims. 35, 36, дополнительно содержащая систему нагнетания катализатора, функционально присоединенную к системе смешивания и нагнетания горячей текучей среды для введения катализатора в систему смешивания и нагнетания горячей текучей среды. 35, 36, further comprising a catalyst injection system operatively connected to the hot fluid mixing and delivery system for introducing the medium in the catalyst mixing and injection of hot fluid.
  79. 38. Система по любому из пп. 38. The system according to any one of claims. 35, 36, дополнительно содержащая систему нагнетания водорода, функционально присоединенную к системе смешивания и нагнетания горячей текучей среды для введения водорода в систему смешивания и нагнетания горячей текучей среды. 35, 36, further comprising a hydrogen injection system operatively connected to the hot fluid mixing and delivery system to the medium introducing hydrogen in the mixing and discharge of hot fluid.
  80. 39. Система по любому из пп. 39. The system according to any one of claims. 35, 36, дополнительно содержащая систему нагнетания понизителя вязкости, функционально присоединенную к системе смешивания и нагнетания горячей текучей среды для введения понизителя вязкости в систему смешивания и нагнетания горячей текучей среды. 35, 36, further comprising a viscosity reducer injection system operatively connected to the hot fluid mixing and delivery system for introducing the medium viscosity reducer in the mixing and discharge of hot fluid.
  81. 40. Система по любому из пп. 40. The system according to any one of claims. 35, 36, дополнительно содержащая по меньшей мере одну дополнительную скважину нагнетания и извлечения, функционально присоединенную к колонне дистилляции для введения дополнительных тяжелых углеводородов из указанной по меньшей мере одной дополнительной извлекающей скважины в колонну дистилляции. 35, 36, further comprising at least one additional injection and extraction wellbore operably linked to a distillation column for the introduction of additional heavy hydrocarbons from said at least one additional wells in extracting the distillation column.
  82. 41. Способ повышения сортности тяжелых углеводородов во время извлечения углеводородов из формации с тяжелыми углеводородами, включающий следующие операции: 41. A process for upgrading heavy hydrocarbons during a hydrocarbon recovery from the formation of heavy hydrocarbons, comprising the steps of:
  83. a) бурение нагнетательной скважины и извлекающей скважины в формацию с тяжелыми углеводородами; a) drilling an injection well and into the formation an extraction wells with heavy hydrocarbons;
  84. b) создание камеры повышения подвижности углеводородов внутри формации с тяжелыми углеводородами посредством ввода горячей текучей среды в нагнетательную скважину, чтобы способствовать подвижности углеводородов в направлении к извлекающей скважине; b) creating increase mobility of hydrocarbons within the formation chamber with heavy hydrocarbons by introducing hot fluid into said injection well to facilitate the mobility of hydrocarbons in the withdrawing direction of the borehole;
  85. c) извлечение тяжелых углеводородов из извлекающей скважины на поверхность; c) recovering the heavy hydrocarbons from an extraction well to the surface;
  86. d) выполнение процесса деасфальтизационного разделения под воздействием растворителя в отношении углеводородов, извлеченных в ходе операции с), с образованием деасфальтизата и асфальтового пека; d) execution deasfaltizatsionnogo separation process under the influence of the solvent in relation to hydrocarbons recovered in step c) to form a deasphalting asphalt and pitch;
  87. e) введение деасфальтизата, полученного в операции d), в нагнетательную скважину при определенных значениях температуры и давления для содействия реакциям повышения сортности углеводородов в камере повышения подвижности углеводородов; e) administering deasphalting obtained in step d), in the injection well at certain temperature and pressure to facilitate reactions for upgrading hydrocarbons in the chamber increase mobility of hydrocarbons; и and
  88. f) извлечение совместно смешанных углеводородов повышенной сортности из извлекающей скважины. f) recovering hydrocarbons mixed together increased the grade of extracting borehole.
  89. 42. Способ по п. 41, в котором часть асфальтового пека использована в качестве топлива для выработки теплоты, нагревающей нагнетаемые текучие среды для выполнения реакций повышения сортности. 42. The method of claim. 41 wherein the portion of tar pitch is used as fuel to generate heat, heating of injected fluid for performing the reactions of upgrading.
  90. 43. Способ по п. 42, дополнительно включающий операцию использования части легких углеводородов для выполнения дополнительных процессов разделения с целью коммерциализации. 43. The method of claim. 42, further comprising the step of using a portion of light hydrocarbons to perform additional separation processes to commercialization.
  91. 44. Система для извлечения и выполнения in situ повышения сортности тяжелых углеводородов в пределах формации, содержащей тяжелые углеводороды, причем система содержит: 44. A system for retrieving and performing in situ for upgrading heavy hydrocarbons within the formation containing heavy hydrocarbons, the system comprising:
  92. нагнетательную скважину; injection well;
  93. извлекающую скважину; extracting hole;
  94. причем нагнетательная скважина и извлекающая скважина функционально присоединены к системе деасфальтизации под воздействием растворителя для извлечения фракции деасфальтизата с целью смешивания с дополнительными нагнетаемыми текучими средами для нагнетания в нагнетательную скважину. wherein the injection well borehole, and extracting operably attached to the deasphalting system under the influence of the solvent to extract the deasphalting fraction to mixing with additional injected fluid for injection into the injection well.
  95. 45. Способ повышения сортности тяжелых углеводородов во время извлечения углеводородов из формации с тяжелыми углеводородами, содержащий следующие операции: 45. A process for upgrading heavy hydrocarbons during a hydrocarbon recovery from the formation of heavy hydrocarbons, comprising the steps of:
  96. a) бурение скважины в формацию с тяжелыми углеводородами; a) drilling a well into the formation of heavy hydrocarbons;
  97. b) введение теплоты в скважину для создания камеры повышения подвижности углеводородов внутри формации с тяжелыми углеводородами, чтобы способствовать подвижности углеводородов внутри скважины; b) introduction of heat into the well to create a chamber increase mobility of hydrocarbons within the formation of heavy hydrocarbons to facilitate the mobility of hydrocarbons within the wellbore;
  98. c) извлечение тяжелых углеводородов из извлекающей скважины на поверхность и первоначальное хранение тяжелых углеводородов в нагретом резервуаре; c) recovering the heavy hydrocarbons from an extraction well to the surface and the initial deposit of heavy hydrocarbons in a heated reservoir;
  99. d) введение тяжелых углеводородов из нагретого резервуара в скважину при определенных температуре и давлении для содействия реакциям повышения сортности углеводородов в камере повышения подвижности углеводородов; d) introduction of the heated heavy hydrocarbon reservoir into the well at certain temperature and pressure to facilitate reactions for upgrading hydrocarbons in the chamber increase mobility of hydrocarbons;
  100. e) уплотнение скважины и поддержание давления в скважине в течение времени, достаточного для содействия реакциям повышения сортности углеводородов; e) sealing well and maintaining the pressure in the well for a time sufficient to facilitate reactions for upgrading hydrocarbons; и and
  101. f) по прошествии достаточного времени - сброс давления в скважине и извлечение углеводородов повышенной сортности из скважины. f) for a sufficient time lapse - reset the pressure in the well and enhanced recovery of hydrocarbons from the wellbore grade.
  102. 46. Способ по п. 45, дополнительно включающий операцию ввода катализатора в скважину во время операции d). 46. ​​The method of claim. 45, further comprising the step of catalyst injection into the well during the d) step.
  103. 47. Способ по любому из пп. 47. The method according to any one of claims. 45 или 46, дополнительно включающий операцию ввода водорода в скважину во время операции d). 45 or 46, further comprising the step of the hydrogen input into the borehole during the d) step.
  104. 48. Способ по любому из пп. 48. The method according to any one of claims. 45, 46, в котором 45, 46, wherein
  105. операции b)-f) последовательно повторены. operations b) -f) are repeated sequentially.
  106. 49. Способ извлечения и повышения in situ сортности углеводородов в паре скважин, состоящей из нагнетательной скважины и извлекающей скважины, внутри нефтеносного пласта с тяжелыми углеводородами, причем способ включает следующие операции: 49. A method of increasing recovery and grade in situ hydrocarbon wells in a pair consisting of an injection well and extracting wells within an oil reservoir with heavy hydrocarbons, the method comprising the steps of:
  107. (a) введение выбранного количества горячей нагнетаемой текучей среды, включая тяжелую углеводородную фракцию, включающую любой материал из сланцевой нефти, битуминозной нефти, атмосферного остатка, вакуумного остатка или деасфальтизата или их комбинацию, в нагнетательную скважину, чтобы способствовать извлечению углеводородов и выполнению in situ повышения сортности; (A) administering a selected amount of hot injected fluid, including the heavy hydrocarbon fraction comprising any material of shale oil, bituminous oil, atmospheric residue, vacuum residue or deasphalting or a combination thereof, in an injection well to assist in extracting the hydrocarbons and performing in situ improve grade;
  108. (b) извлечение углеводородов из извлекающей скважины; (B) recovering hydrocarbons from an extraction well;
  109. (c) выполнение процесса разделения в отношении углеводородов, извлеченных из извлекающей скважины, в ходе которого происходит отделение тяжелых и легких фракций для образования любого материала из сланцевой нефти, битуминозной нефти, атмосферного остатка, вакуумного остатка или деасфальтизата или их комбинации; (C) perform the separation process in relation to the hydrocarbons recovered from the extraction wells in which separates light and heavy fractions for the formation of any material from shale oil, tar oil, atmospheric residue, vacuum residue or deasphalting or combinations thereof;
  110. (d) повторное введение любого материала из сланцевой нефти, битуминозной нефти, атмосферного остатка, вакуумного остатка или фракции деасфальтизата в скважину в качестве горячей нагнетаемой текучей среды при определенных значениях температуры и давления для содействия повышению сортности и повторения операций от (а) до (d). (D) re-introduction of any material from shale oil, tar oil, atmospheric residue, vacuum residue or a deasphalting fraction in the well as the hot injected fluid at a certain temperature and pressure to promote the grade and repeating steps (a) to (d ).
  111. 50. Способ по п. 49, в котором тяжелый углеводородный нефтеносный пласт содержит битуминозную нефть, и битуминозную нефть извлекают из извлекающей скважины. 50. The method of claim. 49 wherein the heavy hydrocarbon oil reservoir comprises a bituminous oil and bituminous oil recovered from the extraction wells.
  112. 51. Способ по п. 49 или 50, в котором 51. The method of claim. 49 or 50, wherein
  113. нагнетательная скважина и извлекающая скважина представляют собой пару горизонтальных скважин. injection well borehole and extracts are a pair of horizontal wells.
  114. 52. Способ по любому из пп. 52. A method according to any one of claims. 49, 50, в котором 49, 50, wherein
  115. в операции d) фракция представляет собой фракцию вакуумного остатка. in step d) fraction is a vacuum residue fraction.
  116. 53. Способ по любому из пп. 53. A method according to any one of claims. 49, 50, в котором 49, 50, wherein
  117. горячая нагнетаемая текучая среда содержит понизитель вязкости. hot injected fluid comprises a viscosity reducer.
  118. 54. Способ по любому из пп. 54. The method according to any one of claims. 49, 50, в котором 49, 50, wherein
  119. температурой и давлением горячей нагнетаемой текучей среды управляют так, чтобы способствовать реакциям повышения сортности в виде термического крекинга и температуре скважинного зумпфа 320±20°С. temperature and pressure of the injected hot fluid is controlled to promote reactions for upgrading a thermal cracking temperature and downhole sump 320 ± 20 ° C.
  120. 55. Способ по п. 50, в котором 55. The method of claim. 50 wherein
  121. температурой и давлением горячих нагнетаемых текучих сред управляют таким образом, чтобы более чем 30% от остаточного тяжелого углеводорода в извлеченной битуминозной нефти было преобразовано в более легкие фракции внутри нефтеносного пласта. temperature and pressure of the hot fluid injected is controlled so that over 30% of the residual hydrocarbon heavy oil in the extracted bitumen has been converted to lighter fractions within the reservoir.
  122. 56. Способ по любому из пп. 56. A method according to any one of claims. 49, 50, 55, в котором 49, 50, 55, wherein
  123. температурой и давлением горячих нагнетаемых текучих сред управляют таким образом, чтобы вязкость извлеченных углеводородов составляла меньше 500 сантипуазов при температуре 25°С. temperature and pressure of the hot fluid injected is controlled so that the viscosity of the recovered hydrocarbons was less than 500 centipoise at 25 ° C.
  124. 57. Способ по любому из пп. 57. A method according to any one of claims. 49, 50, 55, в котором 49, 50, 55, wherein
  125. температурой и давлением горячих нагнетаемых текучих сред управляют таким образом, чтобы извлеченные углеводороды имели вязкость меньше чем 250 сантипуазов при температуре 25°С. temperature and pressure of the hot fluid injected is controlled so that the recovered hydrocarbons have a viscosity less than 250 centipoise at 25 ° C.
  126. 58. Способ по любому из пп. 58. The method according to any one of claims. 49, 50, 55, дополнительно включающий операцию примешивания катализатора в нагнетаемую горячую текучую среду до введения нагнетаемой текучей среды в нагнетательную скважину. 49, 50, 55, further comprising the step of mixing the catalyst in the pumped hot fluid before introduction of fluid injected into the injection well.
  127. 59. Способ по любому из пп. 59. A method according to any one of claims. 49, 50, 55, дополнительно включающий операцию примешивания водорода в нагнетаемую горячую текучую среду до введения нагнетаемой горячей текучей среды в нагнетательную скважину. 49, 50, 55, further comprising the step of mixing hydrogen in the pumped hot fluid before introduction of hot fluid injected into the injection well.
  128. 60. Способ по п. 59, в котором 60. The method of claim. 59 wherein
  129. температурами и давлениями нагнетаемой горячей текучей среды управляют так, чтобы содействовать любой реакции из реакций гидрообработки, гидрокрекинга или парового крекинга или их комбинации. temperatures and pressures pumped hot fluid is controlled to promote reaction of any hydroprocessing reactions, steam cracking or hydrocracking, or combinations thereof.
  130. 61. Способ по п. 59, в котором 61. The method of claim. 59 wherein
  131. водород смешан с нагнетаемой горячей текучей средой для обеспечения избыточного водорода для проведения реакций гидрообработки и гидрокрекинга. hydrogen is mixed with the injected hot fluid to provide excess hydrogen for the hydrotreating and hydrocracking reactions.
  132. 62. Способ по любому из пп. 62. The method according to any one of claims. 49, 50, 55, 60, 61, в котором 49, 50, 55, 60, 61, wherein
  133. водород нагнетают вдоль длины нагнетательной скважины. hydrogen is injected along the length of the injection well.
  134. 63. Способ по п. 62, в котором 63. The method of claim. 62 wherein
  135. примерно 1/3 водорода смешивают с нагнетаемой горячей текучей средой на поверхности и примерно 2/3 нагнетают в нефтеносный пласт вдоль горизонтальной длины извлекающей скважины. about 1/3 of the injected hydrogen is mixed with the hot fluid on the surface and about 2/3 is injected into the reservoir along the horizontal length of the extracting hole.
  136. 64. Способ по п. 59, в котором 64. The method of claim. 59 wherein
  137. водород нагнетают из извлекающей скважины через по меньшей мере одну обсадную трубу, функционально присоединенную к добывающей скважине. withdrawing hydrogen is injected from the well through the at least one casing, operably linked to a producing well.
  138. 65. Способ по любому из пп. 65. A method according to any one of claims. 60, 61, 63, 64, в котором 60, 61, 63, 64, wherein
  139. катализатор представляет собой любой катализатор из нанокатализаторов или ультрадиспергированного катализатора или комбинацию таких катализаторов. catalyst is a catalyst of any nanocatalysts or ultradispersed catalyst or a combination of such catalysts.
  140. 66. Способ по п. 65, в котором 66. The method of claim. 65 wherein
  141. размер средней частицы нанокатализатора меньше 1 микрона. average particle size less than 1 micron nanocatalysts.
  142. 67. Способ по п. 24, в котором 67. The method of claim. 24 wherein
  143. диаметр средней частицы ультрадисперсного катализатора меньше 120 нм. Ultrafine particles of average diameter of the catalyst is less than 120 nm.
RU2014140839A 2012-05-31 2013-05-30 In situ completed upgrading by injecting hot fluid medium RU2634135C2 (en)

Priority Applications (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201261654034 true 2012-05-31 2012-05-31
US61/654,034 2012-05-31
CA2,810,022 2013-03-19
CA 2810022 CA2810022C (en) 2012-05-31 2013-03-19 In situ upgrading via hot fluid injection
PCT/CA2013/000529 WO2013177683A1 (en) 2012-05-31 2013-05-30 In situ upgrading via hot fluid injection

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2014140839A true RU2014140839A (en) 2016-07-20
RU2634135C2 true RU2634135C2 (en) 2017-10-24

Family

ID=49714092

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014140839A RU2634135C2 (en) 2012-05-31 2013-05-30 In situ completed upgrading by injecting hot fluid medium

Country Status (4)

Country Link
US (1) US20150114636A1 (en)
CN (1) CN104619947A (en)
CA (3) CA2864788C (en)
RU (1) RU2634135C2 (en)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2980626A1 (en) * 2015-04-07 2016-10-13 Pc-Cups Ltd. Catalyst preparation unit for use in processing of heavy hydrocarbons
WO2017117677A1 (en) * 2016-01-06 2017-07-13 In Situ Upgrading Technologies Inc. Improvements in in situ upgrading via hot fluid injection

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4127170A (en) * 1977-09-28 1978-11-28 Texaco Exploration Canada Ltd. Viscous oil recovery method
US20020144818A1 (en) * 2001-04-04 2002-10-10 Leaute Roland P. Liquid addition to steam for enhancing recovery of cyclic steam stimulation or laser-CSS
US20050211434A1 (en) * 2004-03-24 2005-09-29 Gates Ian D Process for in situ recovery of bitumen and heavy oil
RU2362794C2 (en) * 2006-06-27 2009-07-27 Интевеп, С.А. Methods of improvement and recovery of wastes, heavy and extra-heavy hydrocarbons
RU2425969C1 (en) * 2010-08-18 2011-08-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development method of high-viscous oil deposit

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4501445A (en) * 1983-08-01 1985-02-26 Cities Service Company Method of in-situ hydrogenation of carbonaceous material
US4793415A (en) * 1986-12-29 1988-12-27 Mobil Oil Corporation Method of recovering oil from heavy oil reservoirs
CN1137243C (en) * 2000-01-21 2004-02-04 中国石油化工集团公司 Method for thermal cracking residue in supercritical solvent
EP1276964B1 (en) * 2000-04-24 2004-09-15 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A method for treating a hydrocarbon containing formation
CN1671944B (en) * 2001-10-24 2011-06-08 国际壳牌研究有限公司 Installation and use of removable heaters in a hydrocarbon containing formation
US20060042794A1 (en) * 2004-09-01 2006-03-02 Pfefferle William C Method for high temperature steam
FR2881788B1 (en) * 2005-02-07 2010-01-15 Pcx Method for extraction of crude oil and improving plant employing such process
US20080017372A1 (en) * 2006-07-21 2008-01-24 Paramount Resources Ltd. In situ process to recover heavy oil and bitumen
US20080099378A1 (en) * 2006-10-31 2008-05-01 Chevron U.S.A. Inc. Process and reactor for upgrading heavy hydrocarbon oils
US20100212893A1 (en) * 2006-11-14 2010-08-26 Behdad Moini Araghi Catalytic down-hole upgrading of heavy oil and oil sand bitumens
WO2012122026A3 (en) * 2011-03-09 2013-09-12 Conocophillips Company In situ catalytic upgrading

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4127170A (en) * 1977-09-28 1978-11-28 Texaco Exploration Canada Ltd. Viscous oil recovery method
US20020144818A1 (en) * 2001-04-04 2002-10-10 Leaute Roland P. Liquid addition to steam for enhancing recovery of cyclic steam stimulation or laser-CSS
US20050211434A1 (en) * 2004-03-24 2005-09-29 Gates Ian D Process for in situ recovery of bitumen and heavy oil
RU2362794C2 (en) * 2006-06-27 2009-07-27 Интевеп, С.А. Methods of improvement and recovery of wastes, heavy and extra-heavy hydrocarbons
RU2425969C1 (en) * 2010-08-18 2011-08-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development method of high-viscous oil deposit

Also Published As

Publication number Publication date Type
CA2864788A1 (en) 2013-11-30 application
CN104619947A (en) 2015-05-13 application
CA2810022A1 (en) 2013-11-30 application
CA2864788C (en) 2016-05-31 grant
US20150114636A1 (en) 2015-04-30 application
CA2810022C (en) 2014-12-09 grant
CA2928272A1 (en) 2013-11-30 application
RU2014140839A (en) 2016-07-20 application

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US3358756A (en) Method for in situ recovery of solid or semi-solid petroleum deposits
US3327782A (en) Underground hydrogenation of oil
Thomas Enhanced oil recovery-an overview
US6887369B2 (en) Pretreatment processes for heavy oil and carbonaceous materials
US7441597B2 (en) Method and apparatus for in-situ radiofrequency assisted gravity drainage of oil (RAGD)
US5145003A (en) Method for in-situ heated annulus refining process
US4280559A (en) Method for producing heavy crude
Das Vapex: An efficient process for the recovery of heavy oil and bitumen
US20080017372A1 (en) In situ process to recover heavy oil and bitumen
US4753293A (en) Process for recovering petroleum from formations containing viscous crude or tar
US6918444B2 (en) Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock
US5339897A (en) Recovery and upgrading of hydrocarbon utilizing in situ combustion and horizontal wells
US7905288B2 (en) Olefin metathesis for kerogen upgrading
US4448251A (en) In situ conversion of hydrocarbonaceous oil
US20080087425A1 (en) Methods for producing oil and/or gas
US20080023198A1 (en) Systems and methods for producing oil and/or gas
US4597441A (en) Recovery of oil by in situ hydrogenation
US4454915A (en) In situ retorting of oil shale with air, steam, and recycle gas
US20100288497A1 (en) In situ method and system for extraction of oil from shale
US7743826B2 (en) In situ method and system for extraction of oil from shale
US5217076A (en) Method and apparatus for improved recovery of oil from porous, subsurface deposits (targevcir oricess)
US20030000711A1 (en) Combined steam and vapor extraction process (SAVEX) for in situ bitumen and heavy oil production
US6318468B1 (en) Recovery and reforming of crudes at the heads of multifunctional wells and oil mining system with flue gas stimulation
US8176982B2 (en) Method of controlling a recovery and upgrading operation in a reservoir
US6016868A (en) Production of synthetic crude oil from heavy hydrocarbons recovered by in situ hydrovisbreaking