RU2666823C2 - Устранение вызванного асфальтенами закупоривания стволов скважин и эксплуатационных трубопроводов - Google Patents
Устранение вызванного асфальтенами закупоривания стволов скважин и эксплуатационных трубопроводов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2666823C2 RU2666823C2 RU2016102557A RU2016102557A RU2666823C2 RU 2666823 C2 RU2666823 C2 RU 2666823C2 RU 2016102557 A RU2016102557 A RU 2016102557A RU 2016102557 A RU2016102557 A RU 2016102557A RU 2666823 C2 RU2666823 C2 RU 2666823C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- asphaltene
- solvent
- wellbore
- deposits
- production
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 111
- 238000005067 remediation Methods 0.000 title 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 156
- QMMFVYPAHWMCMS-UHFFFAOYSA-N Dimethyl sulfide Chemical compound CSC QMMFVYPAHWMCMS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 132
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 36
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 33
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 20
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims abstract description 11
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 57
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 30
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 25
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 24
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 23
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 21
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 20
- YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N Dichloromethane Chemical compound ClCCl YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 239000000463 material Substances 0.000 description 17
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 16
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical group CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 14
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 14
- XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acetate Chemical compound CCOC(C)=O XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N Chloroform Chemical compound ClC(Cl)Cl HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 10
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 8
- 229940078552 o-xylene Drugs 0.000 description 8
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 7
- 229960001701 chloroform Drugs 0.000 description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N carbon disulfide-14c Chemical compound S=[14C]=S QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 5
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 5
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N tetrahydrofuran Natural products C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- BKOOMYPCSUNDGP-UHFFFAOYSA-N 2-methylbut-2-ene Chemical compound CC=C(C)C BKOOMYPCSUNDGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N Isoprene Chemical compound CC(=C)C=C RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N isopentane Chemical compound CCC(C)C QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 4
- 239000012453 solvate Substances 0.000 description 4
- RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N Acetaminophen Chemical compound CC(=O)NC1=CC=C(O)C=C1 RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 3
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 3
- -1 amine-activated disulfide Chemical class 0.000 description 3
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 3
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 3
- 239000013557 residual solvent Substances 0.000 description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 3
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BWGNESOTFCXPMA-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen disulfide Chemical compound SS BWGNESOTFCXPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N Dimethyl ether Chemical compound COC LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N dimethyl butane Natural products CCCC(C)C AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 229940093499 ethyl acetate Drugs 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- OSNIIMCBVLBNGS-UHFFFAOYSA-N 1-(1,3-benzodioxol-5-yl)-2-(dimethylamino)propan-1-one Chemical compound CN(C)C(C)C(=O)C1=CC=C2OCOC2=C1 OSNIIMCBVLBNGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001327682 Oncorhynchus mykiss irideus Species 0.000 description 1
- 241000283973 Oryctolagus cuniculus Species 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001003127 Tarma Species 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 231100000921 acute inhalation toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 231100000460 acute oral toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 231100000293 acute skin toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000001404 mediated effect Effects 0.000 description 1
- 230000001483 mobilizing effect Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 235000019809 paraffin wax Nutrition 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 235000019271 petrolatum Nutrition 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000007614 solvation Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 238000001291 vacuum drying Methods 0.000 description 1
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/14—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor using liquids and gases, e.g. foams
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к растворителям для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах. Способ обработки ствола скважины, проникающего в подземный пласт, для устранения асфальтеновых отложений, содержащихся в стволе скважины, включающий обеспечение растворителя асфальтенов, который состоит из диметилсульфида, и введение указанного растворителя асфальтенов в ствол скважины. Способ обработки эксплуатационного трубопровода из ствола скважины, проникающего в подземный пласт, для устранения асфальтеновых отложений, содержащихся в эксплуатационном трубопроводе, включающий обеспечение растворителя асфальтенов, который состоит из диметилсульфида, и введение указанного растворителя асфальтенов в эксплуатационный трубопровод. Система для устранения асфальтеновых отложений, содержащая: растворитель асфальтенов, состоящий из диметилсульфида, хранилище для растворителя асфальтенов, содержащее по меньшей мере часть указанного растворителя асфальтенов, и ствол скважины, проникающий в нефтеносный пласт, где указанное хранилище для растворителя асфальтенов функционально связано по текучей среде со стволом скважины или эксплуатационным трубопроводом из ствола скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 3 ил., 4 табл., 2 пр.
Description
Уровень техники
Настоящее изобретение в целом относится к растворителям, подходящим для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах. В частности, в некоторых вариантах осуществления настоящее изобретение относится к диметилсульфидным растворителям, подходящим для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах, и связанным с ними способам.
Одной из проблем, с которыми сталкиваются при добыче сырой нефти, является аккумуляция и образование отложений асфальтенов в стволе скважины и эксплуатационных трубопроводах. Асфальтены могут осаждаться в стволе скважины и эксплуатационных трубопроводах в виде твердых отложений или шлама. Твердые отложения асфальтенов могут возникать в результате роста асфальтеновых агрегатов на поверхностях пласта, тогда как шламы могут образовываться в виде крупных агрегатов, суспендированных в сырой нефти, которые осаждаются из суспензии.
Битуминозные материалы, которые входят в состав отложений, могут находиться изначально в растворе в сырой нефти, существующем в продуктивном пласте. Часто при добыче или транспортировке сырых нефтей равновесие в растворе изменяется или нарушается, и эти битуминозные материалы, будучи наименее растворимыми компонентами, выделяются и накапливаются в стволе скважины и в эксплуатационном оборудовании на местах, где скорость потока оказывается меньше, чем необходимо для сохранения асфальтеновых агрегатов в суспензии. Образование асфальтеновых отложений также может усиливаться перерывами в подаче потоков пластовых текучих сред через стволы скважин и эксплуатационные трубопроводы, такими как перерывы, вызванные плановым техническим обслуживанием и/или подготовкой к экстремальным погодным условиям, таким как ураганы. Аккумуляция этих битуминозных материалов постепенно уменьшает скорость движения нефти и, в связи с этим, они должны периодически удаляться.
Различные растворители используются для растворения асфальтенов, которые образуют отложения в нефтеносных пластах. В патенте US 5425422 описано закачивание деасфальтированной нефти в нефтеносный пласт для сольватирования асфальтеновых отложений возле ствола скважины в пласте и, тем самым, повышения добычи нефти из пласта. Закачиваемая нефть может быть получена из пласта и деасфальтирована перед закачиванием в пласт. Также известно использование ароматических растворителей, таких как о-ксилол и толуол, для растворения отложений на основе асфальтенов в пласте вблизи ствола скважины.
Дисульфидные растворители также использовались для растворения отложений на основе асфальтенов в пласте для очистки околоскважинной зоны пласта. В патенте US 4379490 описано использование активированного амином дисульфидного масла для обработки и удаления нежелательных асфальтеновых отложений из поровых пространств нефтеносных пластов. В патенте US 4379490 также описано, что сероуглерод является одним из наиболее эффективных известных растворителей асфальтенов, и что он используется для удаления отложений на основе асфальтенов из нефтеносных пластов.
Такие растворители, однако, имеют некоторые связанные с ними недостатки. Закачивание ароматических соединений, таких как толуол и о-ксилол, может иметь законодательные ограничения и является экономически неэффективным, поскольку такие ароматические соединения являются в еще более высокой степени переработанными и ценными, чем деасфальтированная нефть. Дисульфидные растворители могут подвергаться гидролизу в пласте и в случае сероуглерода могут привести к закислению пласта. Сероуглерод также является высокотоксичным.
Желательно разработать усовершенствованный способ устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах.
Раскрытие изобретения
Настоящее изобретение в целом относится к растворителям, подходящим для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах. В частности, в некоторых вариантах осуществления настоящее изобретение относится к диметилсульфидным растворителям, подходящим для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах, и связанным с ними способам.
В одном варианте осуществления настоящее изобретение предлагает способ обработки ствола скважины, проникающего в подземный пласт, включающий в себя: обеспечение растворителя асфальтенов, который содержит по меньшей мере 75 мол. % диметилсульфида, и введение указанного растворителя асфальтенов в ствол скважины.
В другом варианте осуществления настоящее изобретение предлагает способ обработки эксплуатационного трубопровода из ствола скважины, проникающего в подземный пласт, включающий в себя: обеспечение растворителя асфальтенов, который содержит по меньшей мере 75 мол. % диметилсульфида, и введение растворителя асфальтенов в эксплуатационный трубопровод.
В другом варианте осуществления настоящее изобретение предлагает систему для устранения асфальтеновых отложений, содержащую: растворитель асфальтенов, содержащий по меньшей мере 75 мол. % диметилсульфида; хранилище для растворителя асфальтенов, содержащее по меньшей мере часть указанного растворителя асфальтенов; и ствол скважины, проникающий в нефтеносный пласт, при этом указанное хранилище для растворителя асфальтенов функционально связано по текучей среде со стволом скважины или эксплуатационным трубопроводом из ствола скважины.
Краткое описание чертежей
Более полное и глубокое понимание настоящих вариантов осуществления и их преимуществ может быть получено исходя из нижеследующего описания, рассматриваемого вместе с сопровождающими чертежами.
На фиг. 1 представлена схема, иллюстрирующая систему настоящего изобретения, которая может использоваться для реализации способа настоящего изобретения.
На фиг. 2 представлен график, иллюстрирующий извлечение нефти из нефтеносных песков при 30°C при использовании различных растворителей.
На фиг. 3 представлен график, иллюстрирующий извлечение нефти из нефтеносных песков при 10°C при использовании различных растворителей.
Признаки и преимущества настоящего изобретения будут легко понятны специалистам в данной области техники. Хотя специалистами в данной области могут быть осуществлены многочисленные изменения, такие изменения находятся в пределах сущности изобретения.
Осуществление изобретения
Настоящее изобретение в целом относится к растворителям, подходящим для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах. В частности, в некоторых вариантах осуществления настоящее изобретение относится к диметилсульфидным растворителям, подходящим для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах, и связанным с ними способам.
Нижеследующее описание включает приводимые в качестве примера установки, способы, технологии и последовательности операций, воплощающие технологии объекта изобретения. Тем не менее, подразумевается, что описанные варианты осуществления могут быть осуществлены и без этих конкретных деталей.
Было обнаружено, что диметилсульфид является смешиваемым со всеми фракциями сырой нефти, за исключением твердых парафиновых восков и, в частности, что диметилсульфид является высокоэффективным растворителем асфальтенов. Растворитель асфальтенов, содержащий по меньшей мере 75 мол. % диметилсульфида, получают и вводят в ствол скважины или эксплуатационный трубопровод, содержащий одно или несколько асфальтеновых отложений. Растворитель приводится в контакт с асфальтенами в асфальтеновых отложениях для сольватирования асфальтеновых отложений. Растворитель может сольватировать значительную часть асфальтенов в асфальтеновых отложениях для удаления или уменьшения закупорок в стволах скважин или эксплуатационных трубопроводах.
Диметилсульфид демонстрирует смешиваемость с асфальтенами, аналогичную сероуглероду. Однако DMS является относительно нетоксичным, не подвергается гидролизу при типичных температурах в нефтеносных пластах и может быть получен из сравнительно недорогих компонентов. DMS также имеет низкую температуру кипения по сравнению с большинством компонентов сырой нефти и может быть легко отделен от нефти, добытой из пласта, с помощью мгновенного испарения или перегонки.
Некоторые термины, употребляемые в настоящем документе, определяются следующим образом:
«Асфальтены», как употребляется в настоящем документе, определяются как углеводороды, которые являются нерастворимыми в н-гептане и растворимыми в толуоле при стандартной температуре и давлении.
«Смешивающиеся», как употребляется в настоящем документе, обозначает способность двух или более веществ, композиций или жидкостей быть смешанными в любом соотношении без разделения на две или более фазы в равновесном состоянии.
«Функционально соединенный по текучей среде» или «функционально связанный по текучей среде», как употребляется в настоящем документе, обозначает связь между двумя или более элементами, в которой элементы связаны напрямую или опосредованно, что дает возможность прямого или опосредованного потока текучей среды между элементами. Употребляемый в настоящем документе термин «поток текучей среды» относится к потоку газа или жидкости; термин «прямой поток текучей среды», использованный в настоящем определении, означает, что поток жидкости или газа между двумя определенными элементами протекает непосредственно между этими двумя определенными элементами; и термин «опосредованный поток текучей среды», использованный в настоящем определении означает, что поток жидкости или газа между двумя определенными элементами может быть направлен через один или несколько дополнительных элементов для изменения одного или нескольких аспектов жидкости или газа, по мере того как жидкость или газ протекает между этими двумя определенными элементами. Аспекты жидкости или газа, которые могут быть изменены в опосредованном потоке текучей среды, включают физические характеристики, такие как температура или давление газа или жидкости, состояние текучей среды между жидкостью и газом, и/или состав газа или жидкости. «Опосредованный поток текучей среды», как определено в настоящем документе, исключает изменение состава газа или жидкости между двумя определенными элементами с помощью химической реакции, например, окисления или восстановления одного или нескольких элементов жидкости или газа.
Может существовать несколько потенциальных преимуществ описанных здесь способов над общепринятыми способами. Одним из потенциальных преимуществ способов, описанных в настоящем документе, является то, что они могут создавать возможность для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах без использования дорогостоящих растворителей, использование которых может быть предметом строгих законодательных ограничений. Другое потенциальное преимущество способов, описанных в настоящем документе, заключается в том, что они могут создавать возможность для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах без закисления пласта. Другое потенциальное преимущество способов, описанных в данном документе, заключается в том, что низкая точка кипения DMS может позволить его отделение в принимающем оборудовании и отведение для повторного использования в одном или нескольких местоположениях введения.
В одном варианте осуществления настоящее изобретение предлагает способ обработки ствола скважины, проникающего в подземный пласт, или эксплуатационного трубопровода из ствола скважины, включающий в себя: обеспечение растворителя асфальтенов и введение указанного растворителя асфальтенов в ствол скважины или эксплуатационный трубопровод.
В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов может быть раствором диметилсульфида. В некоторых вариантах осуществления раствор диметилсульфида может содержать по меньшей мере 75 мол. % диметилсульфида. В других вариантах осуществления раствор диметилсульфида может содержать по меньшей мере 80 мол. %, или по меньшей мере 85 мол. %, или по меньшей мере 90 мол. %, или по меньшей мере 95 мол. %, или по меньшей мере 99 мол. % диметилсульфида. В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов может по существу состоять из диметилсульфида или может состоять из диметилсульфида.
В некоторых вариантах осуществления раствор диметилсульфида может содержать одно или несколько соединений, которые образуют смесь с диметилсульфидом в растворе диметилсульфида. Одно или несколько соединений могут быть соединениями, которые образуют азеотропную смесь с диметилсульфидом. Примеры соединений, которые могут образовывать азеотропную смесь с диметилсульфидом, включают пентан, изопентан, 2-метил-2-бутен и изопрен. Таким образом, растворитель асфальтенов может содержать по меньшей мере 75 мол. % диметилсульфида и одно или несколько соединений, выбранных из группы, состоящей из пентана, изопентана, 2-метил-2-бутена и изопрена.
В некоторых вариантах осуществления раствор диметилсульфида может содержать одно или несколько других соединений, которые не образуют азеотропных смесей с диметилсульфидом в растворе диметилсульфида, и в которых асфальтены являются растворимыми при температурах в пределах диапазона температур внутри ствола скважины или трубопроводов, или от -50°C до 300°C. Примеры соединений, которые не образуют азеотропных смесей с диметилсульфидом, включают о-ксилол, толуол, сероуглерод, дихлорметан, трихлорметан, сероводород, дизельное топливо, сольвент-нафту, растворитель битума, керосин и простой диметиловый эфир.
В некоторых вариантах осуществления раствор диметилсульфида может содержать текучую среду, которая имеет плотность больше, чем у диметилсульфида. В некоторых вариантах осуществления текучая среда может иметь плотность больше, чем у нефти в стволе скважины или в эксплуатационном трубопроводе. В некоторых вариантах осуществления текучая среда может включаться в раствор диметилсульфида для усиления режима поршневого потока раствора диметилсульфида через ствол скважины или эксплуатационный трубопровод. Текучая среда может иметь плотность по меньшей мере 0,9 г/см3 или по меньшей мере 1,0 г/см3. Примеры подходящих текучих сред включают декантированную нефть. В варианте осуществления растворитель асфальтенов, предназначенный для использования в способе или системе настоящего изобретения, может содержать до 25 мол. % декантированной нефти.
В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов может быть смешивающимся при первом контакте с жидкими нефтяными композициями, предпочтительно с любыми жидкими нефтяными композициями. В жидкой фазе или в газовой фазе растворитель может быть смешивающимся при первом контакте по существу со всеми сырыми нефтями, включающими легкую сырую нефть, тяжелую сырую нефть, сверхтяжелую сырую нефть и битум, и может являться смешивающимся при первом контакте в жидкой фазе или в газовой фазе с нефтью в нефтеносном пласте.
В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов может быть смешивающимся при первом контакте с жидкой фазой асфальтенов в углеводородной композиции. Растворитель асфальтенов может растворять по меньшей мере часть асфальтеновых отложений в стволе скважины или эксплуатационном трубопроводе, включая асфальтеновые шламы и твердые асфальтеновые отложения. Растворитель асфальтенов также может быть смешивающимся при первом контакте с C3-C8 алифатическими и ароматическими углеводородами, содержащими менее 5% масс. кислорода, менее 10% масс. серы и менее 5% масс. азота.
В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов может быть смешивающимся при первом контакте с нефтью, имеющей умеренно высокую или высокую вязкость. Растворитель асфальтенов может быть смешивающимся при первом контакте с нефтью, имеющей динамическую вязкость по меньшей мере 1000 мПа⋅с (1000 сП), или по меньшей мере 5000 мПа⋅с (5000 сП), или по меньшей мере 10000 мПа⋅с (10000 сП), или по меньшей мере 50000 мПа⋅с (50000 сП), или по меньшей мере 100000 мПа⋅с (100000 сП), или по меньшей мере 500000 мПа⋅с (500000 сП) при 25°C. Растворитель асфальтенов может быть смешивающимся при первом контакте с нефтью, имеющей динамическую вязкость от 1000 мПа⋅с (1000 сП) до 5000000 мПа⋅с (5000000 сП), или от 5000 мПа⋅с (5000 сП) до 1000000 мПа⋅с (1000000 сП), или от 10000 мПа⋅с (10000 сП) до 500000 мПа⋅с (500000 сП), или от 50000 мПа⋅с (50000 сП) до 100000 мПа⋅с (100000 сП) при 25°C.
В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов, предназначенный для использования в способе или системе настоящего изобретения, может иметь низкую вязкость. Растворитель асфальтенов может быть текучей средой, имеющей динамическую вязкость не более 0,35 мПа⋅с (0,35 сП), или не более 0,3 мПа⋅с (0,3 сП), или не более 0,285 мПа⋅с (0,285 сП) при температуре 25°C.
В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов, предназначенный для использования в способе или системе настоящего изобретения, может иметь относительно высокую плотность энергии когезионной связи. Растворитель асфальтенов, предназначенный для использования в способе или системе настоящего изобретения, может иметь плотность энергии когезионной связи от 300 Па до 410 Па или от 320 Па до 400 Па.
В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов, предназначенный для использования в способе или системе настоящего изобретения, предпочтительно является относительно нетоксичным или является нетоксичным. Растворитель асфальтенов может иметь водную токсичность LC50 (радужная форель) более 200 мг/л при 96-часовом воздействии. Растворитель асфальтенов может иметь острую пероральную токсичность LD50 (мышь и крыса) от 535 мг/кг до 3700 мг/кг, острую кожную токсичность LD50 (кролик) более 5000 мг/кг, и острую токсичность при вдыхании LC50 (крыса) 40250 ч/млн при 4-часовом воздействии.
В некоторых вариантах осуществления ствол скважины может быть стволом скважины, проникающим в подземный нефтеносный пласт. В некоторых вариантах осуществления подземный пласт может быть подводным пластом. В некоторых вариантах осуществления ствол скважины может быть открытым стволом скважины. В других вариантах осуществления ствол скважины может быть обсаженным стволом скважины с потоком в обсадной колонне. В других вариантах осуществления ствол скважины может быть обсаженным стволом скважины с колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ) с потоком в колонне НКТ.
В некоторых вариантах осуществления эксплуатационный трубопровод может быть эксплуатационным трубопроводом из ствола скважины. Примеры компонентов, которые могут находиться в эксплуатационных трубопроводах включают без ограничения эксплуатационные трубы, клапаны регулирования потока, предохранительные клапаны, устьевые задвижки, устьевые штуцеры, поверхностные насосы, эксплуатационные и тестовые манифольды, эксплуатационные и тестовые сепараторы, резервуары для сырой нефти и эксплуатационные расходомеры.
В некоторых вариантах осуществления эксплуатационный трубопровод может быть эксплуатационным трубопроводом в удаленное местоположение или на внеплощадочный объект, таким как экспортный трубопровод сырой нефти, используемый для доставки добытой сырой нефти в места переработки и отгрузочные терминалы.
В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов может вводиться в ствол скважины или эксплуатационный трубопровод с помощью любых традиционных средств. Примеры традиционных средств включают хранилище для растворителя асфальтенов, нагнетательный насос, колонны для закачивания, колонну НКТ, трубы, внутрискважинные клапаны регулирования потока, устьевые задвижки и измерители для контроля и мониторинга потока.
В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов может быть введен в ствол скважины или эксплуатационный трубопровод перед добычей нефти из подземного пласта. В таких вариантах осуществления растворитель асфальтенов может вводиться с расходом 1-1000 баррелей в сутки или 100-10000 баррелей в сутки или 1000-50000 баррелей в сутки для подготовки ствола скважины и эксплуатационных трубопроводов для операций добычи.
В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов может быть введен в ствол скважины или эксплуатационный трубопровод после добычи нефти из подземного пласта. В таких вариантах осуществления растворитель асфальтенов может вводиться с расходом 1-1000 баррелей в сутки или 100-10000 баррелей в сутки или 1000-50000 баррелей в сутки для очистки ствола скважины и эксплуатационных трубопроводов после периода операций добычи.
В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов может быть введен в ствол скважины или эксплуатационный трубопровод во время добычи нефти из подземного пласта. В таких вариантах осуществления растворитель асфальтенов может вводиться с расходом относительно добычи нефти 1-100000 массовых частей на миллион (м.ч./млн) или 10-10000 м.ч./млн или 100-1000 м.ч./млн, исходя из скорости добычи нефти.
В некоторых вариантах осуществления ствол скважины или эксплуатационный трубопровод может содержать асфальтеновые отложения. Асфальтеновые отложения могут состоять из твердого скопления асфальтенов, которые отложились на поверхностях внутри ствола скважины или эксплуатационного трубопровода. Асфальтеновые отложения могут состоять из шлама асфальтенов, которые осадились из нефти в стволе скважины или эксплуатационном трубопроводе. В некоторых вариантах осуществления асфальтеновые отложения могут возникать в результате добычи нефти из пласта из-за изменения давления, температуры, состава и/или скорости сдвига.
Обратимся теперь к фиг. 1, на которой показана система изобретения, подходящая для осуществления способа настоящего изобретения. Растворитель асфальтенов, содержащий по меньшей мере 75 мол. % диметилсульфида, как описано выше, обеспечивается и хранится в хранилище 101 для растворителя асфальтенов. Хранилище 101 для растворителя асфальтенов функционально связано по текучей среде со стволом 103 скважины и/или эксплуатационным трубопроводом 107. Ствол 103 скважины проникает в нефтеносный пласт 105. Эксплуатационный трубопровод 107 функционально связан по текучей среде со стволом 103 скважины. В некоторых вариантах осуществления (не показано) хранилище 101 для растворителя асфальтенов может быть расположено на морском дне.
Нефтеносный пласт 105 может быть подземным пластом. Подземный пласт может содержать один или несколько материалов с пористой матрицей, выбранных из группы, состоящей из пористой минеральной матрицы, пористой породной матрицы, и сочетания пористой минеральной матрицы и пористой породной матрицы, при этом материал с пористой матрицей может находиться под перекрывающими породами на глубине в диапазоне от 50 м до 6000 м, или от 100 м до 4000 м, или от 200 м до 2000 м ниже земной поверхности. Пласт может иметь проницаемость от 0,000001 до 15 Дарси, или от 0,001 до 1 Дарси. Материал с пористой породной или минеральной матрицей в пласте может состоять из песчаника, глинистого сланца и/или карбонатной породы, выбранной из доломита, известняка, и их смесей, причем известняк может быть микрокристаллическим или кристаллическим известняком и/или мелом. Подземный пласт может быть подводным пластом.
Одно или несколько асфальтеновых отложений 109 могут находиться в стволе 103 скважины, эксплуатационном трубопроводе 107 и/или эксплуатационном трубопроводе 132. Асфальтеновые отложения 109 могут препятствовать потоку текучей среды через участок ствола 103 скважины, эксплуатационный трубопровод 107 и/или эксплуатационный трубопровод 132, в котором находятся отложения.
Система может быть сконструирована и выполнена с возможностью введения растворителя асфальтенов в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107 для контактирования в нем с асфальтеновыми отложениями 109. Система может быть сконструирована и выполнена с возможностью введения растворителя асфальтенов в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107 во время добычи нефти из нефтеносного пласта 105. Ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107 могут быть функционально связаны по текучей среде с хранилищем 101 для растворителя асфальтенов через оборудование 111 закачивания/добычи. Хранилище 101 для растворителя асфальтенов может быть функционально связано по текучей среде с оборудованием 111 закачивания/добычи по трубопроводу 113 для подачи растворителя асфальтенов в оборудование закачивания/добычи. Оборудование 111 закачивания/добычи может быть функционально связано по текучей среде со стволом 103 скважины и/или эксплуатационным трубопроводом 107 для подачи растворителя асфальтенов в ствол скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107. В некоторых вариантах осуществления (не показано) оборудование 111 закачивания/добычи может быть расположено на морском дне.
Оборудование 111 закачивания/добычи может включать в себя устройство для введения растворителя асфальтенов в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107. Данное устройство может состоять из насоса 115. В одном варианте осуществления растворитель асфальтенов может подаваться непосредственно из хранилища 101 для растворителя асфальтенов в насос 115 для введения в ствол 103 скважины или эксплуатационный трубопровод 107 при отсутствии оборудования 111 закачивания/добычи.
Растворитель асфальтенов вводится в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107, например, закачиванием с помощью насоса растворителя асфальтенов в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107. Растворитель асфальтенов может вводиться в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107 при давлении, превышающем мгновенное давление в стволе 103 скважины и/или эксплуатационном трубопроводе 107, чтобы заставить растворитель асфальтенов поступать в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107. Давление, при котором растворитель асфальтенов вводится в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107, может находиться в диапазоне от мгновенного давления в стволе 103 скважины и/или эксплуатационном трубопроводе 107, до давления гидроразрыва пласта 105, но не включая последнее. Давление, при котором растворитель асфальтенов может закачиваться в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107, может находиться в диапазоне от 20% до 95% или от 40% до 90% от давления гидроразрыва пласта 105. Давление, при котором растворитель асфальтенов может закачиваться в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107, может находиться в диапазоне давления, превышающем более чем на 0-37 МПа исходное пластовое давление, измеренное перед началом закачивания.
Некоторое количество растворителя асфальтенов может вводиться в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107 для контактирования и растворения по меньшей мере части асфальтеновых отложений 109. После введения в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107 растворитель асфальтенов может контактировать с асфальтеновыми отложениями 109. Асфальтены в асфальтеновых отложениях 109 могут быть очень хорошо растворимы в растворителе асфальтенов, при этом асфальтены могут быть смешивающимися при первом контакте с растворителем асфальтенов. Растворитель асфальтенов может сольватировать и мобилизовывать по Меньшей мере часть, и предпочтительно по существу все асфальтены в асфальтеновых отложениях после контакта с асфальтеновыми отложениями.
Растворитель асфальтенов может быть оставлен для впитывания в стволе 103 скважины и/или эксплуатационном трубопроводе 107 после введения в пласт для контактирования, сольватирования и мобилизации асфальтенов в асфальтеновых отложениях 109. Растворитель асфальтенов может приводиться в контакт с асфальтеновыми отложениями в течение достаточного периода времени для сольватирования по меньшей мере части, и предпочтительно по существу всех асфальтенов в асфальтеновых отложениях, например, по меньшей мере 50% масс., или по меньшей мере 75% масс., или по меньшей мере 90% масс. асфальтенов в асфальтеновых отложениях, которые контактировали с растворителем асфальтенов. Растворитель асфальтенов может быть оставлен для впитывания в стволе 103 скважины и/или эксплуатационном трубопроводе 107 на период времени от 1 часа до 15 суток, или от 5 часов до 50 часов.
После введения растворителя асфальтенов в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107 и контактирования растворителя асфальтенов. с асфальтеновыми отложениями, смесь из растворителя асфальтенов и мобилизованных асфальтенов, сольватированных растворителем, может быть удалена из места (прежних) асфальтеновых отложений. Смесь растворителя асфальтенов и мобилизованных асфальтенов может быть удалена из места (прежних) асфальтеновых отложений с помощью закачивания дополнительного растворителя асфальтенов в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107, или с помощью закачивания другой текучей среды, например, воды, в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107, или с помощью добычи смеси растворителя асфальтенов и мобилизованных асфальтенов из ствола 103 скважины и/или эксплуатационного трубопровода 107.
Смесь растворителя асфальтенов и мобилизованных асфальтенов может быть извлечена и добыта из ствола 103 скважины и/или эксплуатационного трубопровода 107. Система может содержать устройство для добычи смеси растворителя асфальтенов и мобилизованных асфальтенов из ствола 103 скважины и/или эксплуатационного трубопровода 107 после введения растворителя асфальтенов, например, после окончания введения растворителя асфальтенов в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107 и следующего за ним периода впитывания. Устройство для извлечения и добычи смеси растворителя асфальтенов и асфальтенов может включать в себя насос 112, который может быть расположен в оборудовании 111 закачивания/добычи и/или внутри ствола 103 скважины и который откачивает растворитель асфальтенов и смесь растворителя асфальтенов и мобилизованных асфальтенов из ствола 103 скважины и/или эксплуатационного трубопровода 107 для подачи растворителя асфальтенов и смеси растворителя асфальтенов и мобилизованных асфальтенов в оборудование 111.
В качестве альтернативы, устройство для извлечения и добычи смеси растворителя асфальтенов и мобилизованных асфальтенов из ствола 103 скважины и/или эксплуатационного трубопровода 107 может состоять из компрессора 114. Компрессор 114 может быть функционально связан по текучей среде с резервуаром 119 для хранения газа по трубопроводу 121 и может сжимать газ из резервуара для хранения газа для закачивания в пласт 105 через ствол 103 скважины. Компрессор может сжимать газ до давления, достаточного для добычи смеси растворителя асфальтенов и мобилизованных асфальтенов из ствола 103 скважины и/или эксплуатационного трубопровода 107, при этом подходящее давление можно определить общепринятыми способами, известными специалистам в данной области.
Нефть и, необязательно, газ и вода, также могут быть мобилизованы и извлечены из пласта 105 при извлечении и добыче смеси растворителя асфальтенов и мобилизованных асфальтенов из ствола 103 скважины и/или эксплуатационного трубопровода 107. Смесь растворителя асфальтенов и мобилизованных асфальтенов и, необязательно, нефти, воды и газа может направляться обратно вверх по стволу 103 скважины в оборудование 111 закачивания/добычи. Добытые мобилизованные асфальтены, необязательно вместе с добытой нефтью, могут быть отделены от добытого растворителя асфальтенов и, необязательно, от добытой воды и газа в сепарационной установке 125. Сепарационная установка 125 может содержать традиционную испарительную колонну или перегонную колонну для отделения добытого растворителя асфальтенов от добытых мобилизованных асфальтенов и, необязательно, добытой нефти и добытой воды. Сепарационная установка также может содержать традиционный газожидкостный сепаратор для отделения добытого газа от добытых мобилизованных асфальтенов и добытого растворителя асфальтенов и, необязательно, от добытой нефти и добытой воды; и традиционный водосепараторный сосуд для отделения добытых мобилизованных асфальтенов и, необязательно, добытой нефти, от добытой воды.
Отделенные добытые асфальтены и, необязательно, добытая нефть могут подаваться из сепарационной установки 125 оборудования 111 закачивания/добычи, в резервуар 127 для хранения жидкости, который может быть функционально связан по текучей среде с сепарационной установкой оборудования закачивания/добычи по трубопроводу 129. Отделенный добытый газ, если имеется, может быть подан из сепарационной установки 125 оборудования 111 закачивания/добычи, в резервуар 119 для хранения газа, который может быть функционально связан по текучей среде с сепарационной установкой оборудования закачивания/добычи по трубопроводу 131. Отделенный добытый растворитель асфальтенов может подаваться из сепарационной установки 125 оборудования 111 закачивания/добычи в хранилище 101 для растворителя асфальтенов по трубопроводу 133. Эксплуатационный трубопровод 132 может быть функционально связан с резервуаром 127 для хранения жидкости.
В некоторых вариантах осуществления плавучая система для добычи, хранения и отгрузки нефти (FPSO) может использоваться в качестве системы сепарации и рециркуляции для извлечения растворителя асфальтенов из добытых текучих сред и возвращения растворителя асфальтенов в хранилище для закачивания в ствол скважины или эксплуатационный трубопровод.
Для обеспечения лучшего понимания настоящего изобретения приводятся следующие примеры конкретных вариантов осуществления. Нижеследующие примеры никоим образом не следует считать ограничивающими или определяющими объем изобретения.
Пример 1
Оценивали качество диметилсульфида как растворителя асфальтенов, исходя из смешиваемости диметилсульфида с сырой нефтью по сравнению с другими соединениями.
Смешиваемость диметилсульфидного, этилацетатного, о-ксилольного, сероуглеродного, хлороформного, дихлорметанового, тетрагидрофуранового и пентанового растворителей с добываемыми нефтеносными песками измеряли с помощью экстракции нефтеносных песков растворителями при 10°C и при 30°C с определением доли углеводородов, экстрагированных из нефтяных песков растворителями. Содержание битума добываемых нефтеносных песков измеряли при средних значениях выхода битумного экстракта 11% масс. для растворителей, которые, как известно, эффективно извлекали по существу весь битум из нефтеносных песков, в частности, для хлороформа, дихлорметана, о-ксилола, тетрагидрофурана и сероуглерода. На каждый растворитель для каждой температуры экстрагирования готовили один образец нефтеносных песков, при этом растворителями, используемыми для экстракции образцов нефтеносных песков, были диметилсульфид, этилацетат, о-ксилол, сероуглерод, хлороформ, дихлорметан, тетрагидрофуран и пентан. Каждый образец нефтеносных песков взвешивали и помещали в целлюлозную экстракционную гильзу, которую помещали на пористый полиэтиленовый опорный диск в снабженном рубашкой стеклянном цилиндре с клапаном регулирования скорости падения капель. Каждый образец нефтеносных песков затем экстрагировали выбранным растворителем при выбранной температуре (10°C или 30°C) в циклическом эксперименте контактирования и слива, в котором время контактирования находилось в диапазоне от 15 до 60 мин. Применяли свежий контактирующий растворитель, и циклическую экстракцию повторяли до тех пор, пока раствор, сливаемый из устройства, не становился бледно-коричневого цвета.
Экстрагированные растворы десорбировали от растворителя с помощью роторного испарителя и затем сушили в вакууме для удаления остаточного растворителя. Все полученные образцы битума содержали остаточный растворитель в диапазоне от 3% масс. до 7% масс. Остаточную твердую фазу и экстракционную гильзу сушили на воздухе, взвешивали и далее сушили в вакууме. По существу не наблюдали потери в весе после вакуумной сушки остаточной твердой фазы, что указывает, что твердая фаза не сохраняла ни экстрагирующего растворителя, ни легкоподвижной воды. В совокупности, вес твердой фазы или образца и гильзы, полученный после экстракции, плюс количество битума, извлеченное после экстракции, деленные на массу исходного образца нефтеносных песков вместе с массой гильзы, представляют сходимость в весе для экстракций. Вычисленный процент сходимости в весе образцов был несколько выше, поскольку полученные для битума значения не были скорректированы на 3-7% масс. остаточного растворителя. Результаты экспериментов по экстракции обобщены в таблице 1.
На фиг. 2 представлен график, показывающий массовый процент выхода экстрагированного битума в зависимости от экстракционной текучей среды при 30°C, с применением поправочного коэффициента для остаточной экстракционной текучей среды в извлеченном битуме, и на фиг. 3 представлен аналогичный график для экстракции при 10°C без поправочного коэффициента. На фиг. 2 и 3 и в таблице 1 видно, что диметилсульфид сопоставим по извлечению битума из нефтеносного песка с наиболее известными текучими средами для извлечения битума из нефтеносного песка - о-ксилолом, хлороформом, сероуглеродом, дихлорметаном, тетрагидрофураном, - и существенно лучше, чем пентан и этилацетат.
Образцы битума, экстрагированные при 30°C из каждого образца нефтеносных песков, оценивали с помощью SARA-анализа (анализ насыщенных углеводородов, ароматических соединений, смол и асфальтенов), чтобы определить содержание насыщенных углеводородов, ароматических соединений, смол и асфальтенов в образцах битума, экстрагированных каждым растворителем. Результаты показаны в таблице 2.
SARA-анализ показал, что пентан и этилацетат были гораздо менее эффективными для экстракции асфальтенов из нефтеносных песков, чем известные высокоэффективные текучие среды для экстракции асфальтенов, такие как дихлорметан, сероуглерод, о-ксилол, тетрагидрофуран и хлороформ. SARA-анализ также показал, что диметилсульфид обладает превосходными свойствами смешиваемости даже для наиболее трудных углеводородов - асфальтенов.
Данные показали, что диметилсульфид в большинстве случаев настолько же хорош, как и общепризнанные очень хорошие асфальтеновые экстракционные текучие среды для удаления асфальтенов из нефтеносных песков. Эти данные также показывают, что DMS в высокой степени совместим со всеми классами углеводородов сырой нефти - насыщенными углеводородами, ароматическими углеводородами, смолами и асфальтенами, и, следовательно, едва ли вызовет фазовую нестабильность в сырой нефти после введения в нефтеносный пласт.
Пример 2
Два эксперимента осуществляли на природном тармате, извлеченном из нефтеносного пласта, чтобы сравнить скорости растворения тармата при использовании диметилсульфида и А150, коммерчески доступного растворителя, состоящего из смеси ароматических углеводородов, которые обычно используются для растворения асфальтеновых отложений. Материал тармата природного происхождения, извлеченный из нефтеносного пласта на глубине 4690 м и при температуре пласта 50°C, использовали в качестве материала тармата для сравнения. Материал тармата состоял по существу из асфальтеновых углеводородов.
В первом эксперименте два образца растворителя DMS и два образца растворителя А150 по отдельности смешивали с материалом тармата при температуре и давлении окружающей среды, при этом соотношение объема (мл) к массе (г) каждого образца растворителя к материалу тармата составляло приблизительно 100:1. Продолжительность времени, необходимого для полного растворения материала тармата, измеряли и регистрировали. Результаты представлены в таблице 3 ниже.
Во втором эксперименте четыре образца растворителя DMS и четыре образца растворителя А150 по отдельности смешивали с материалом тармата при температуре и давлении окружающей среды, при этом соотношение объема (мл) к массе (г) каждого образца растворителя к материалу тармата составляло приблизительно 10:1. Продолжительность времени, необходимого для полного растворения материала тармата, измеряли и регистрировали. Результаты представлены в таблице 4 ниже.
Как показали результаты каждого из экспериментов, DMS растворял природный тармат с более высокой скоростью, чем А150. В частности, DMS растворял природный тармат со скоростью, которая была не менее чем в 1,4 раза больше, чем у растворителя А150. Эти данные показывают, что DMS является эффективным растворителем для растворения асфальтеновых углеводородных материалов, и что DMS растворяет асфальтеновые углеводородные материалы быстрее, чем А150, коммерчески используемый растворитель для растворения асфальтеновых отложений.
В то время как варианты осуществления описаны со ссылкой на различные варианты реализации и применения, следует понимать, что эти варианты осуществления являются иллюстративными, и что объем объекта изобретения ими не ограничивается. Возможно осуществление множества изменений, модификаций, дополнений и усовершенствований.
Множественное число может быть предусмотрено для компонентов, операций или конструкций, описанных в данном документе в единственном числе. В целом, конструкции и функциональные элементы, представленные в виде отдельных компонентов в приводимых в качестве примера конфигурациях, могут быть реализованы в виде комбинированной конструкции или компонента. Аналогичным образом, конструкции и функциональные элементы, представленные в виде одного компонента, могут быть реализованы в виде отдельных компонентов. Эти и другие изменения, модификации, дополнения и усовершенствования могут находится в пределах объема объекта изобретения.
Настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения упомянутых целей и преимуществ, а также целей и преимуществ, которые являются неотъемлемыми для данного изобретения. Конкретные варианты осуществления, описанные выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение можно модифицировать и практически применять различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники, использующих преимущества изобретения, описанного в данном документе. Более того, на детали конструкции или дизайн, приведенные в настоящем документе, не налагается ограничений, кроме описанных ниже в формуле изобретения. Хотя системы и способы описаны терминами «охватывающие», «содержащие» или «включающие в себя» различные компоненты или этапы, композиции и способы также могут «состоять по существу из» или «состоять из» различных компонентов и этапов. Всякий раз, когда описывается численный диапазон с нижним пределом и верхним пределом, любое число и любой включенный диапазон в пределах данного диапазона являются конкретно раскрытыми. В частности, каждый диапазон значений (в форме «от а до b», или равнозначно, «от а-b»), описанный в настоящем документе, следует понимать как указывающий на каждое число и диапазон в более широком диапазоне значений. Всякий раз, когда описан числовой диапазон, имеющий только конкретный нижний предел, имеющий только конкретный верхний предел, или конкретный верхний предел и конкретный нижний предел, данный диапазон также включает в себя любое числовое значение «около» заданного нижнего предела и/или заданного верхнего предела. Также термины в формуле изобретения имеют свое прямое обычное значение, если иное не определено недвусмысленно и ясно патентообладателем. Более того, формы единственного числа, используемые в формуле изобретения, определяются в настоящем документе как означающие один или более элементов, которые они вводят.
Claims (19)
1. Способ обработки ствола скважины, проникающего в подземный пласт, для устранения асфальтеновых отложений, содержащихся в стволе скважины, включающий в себя:
обеспечение растворителя асфальтенов, который состоит из диметилсульфида, и
введение указанного растворителя асфальтенов в ствол скважины.
2. Способ по п.1, в котором указанные асфальтеновые отложения содержат асфальтеновые аккреции или шлам на поверхности ствола скважины.
3. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя приведение в контакт указанных асфальтеновых отложений с указанным растворителем асфальтенов.
4. Способ по п.1, в котором указанный растворитель асфальтенов растворяет указанные асфальтеновые отложения.
5. Способ по любому из пп.1-4, дополнительно включающий в себя добычу нефти из подземного пласта одновременно с введением указанного растворителя асфальтенов в ствол скважины.
6. Способ обработки эксплуатационного трубопровода из ствола скважины, проникающего в подземный пласт, для устранения асфальтеновых отложений, содержащихся в эксплуатационном трубопроводе, включающий в себя:
обеспечение растворителя асфальтенов, который состоит из диметилсульфида, и
введение указанного растворителя асфальтенов в эксплуатационный трубопровод.
7. Способ по п.6, в котором указанные асфальтеновые отложения содержат асфальтеновые аккреции или шлам на поверхности эксплуатационного трубопровода.
8. Способ по п.6, дополнительно включающий в себя приведение в контакт указанных асфальтеновых отложений с указанным растворителем асфальтенов.
9. Способ по п.6, в котором указанный растворитель асфальтенов растворяет указанные асфальтеновые отложения.
10. Способ по любому из пп.6-9, дополнительно включающий в себя добычу нефти из подземного пласта одновременно с введением указанного растворителя асфальтенов в эксплуатационный трубопровод.
11. Система для устранения асфальтеновых отложений, содержащая:
растворитель асфальтенов, состоящий из диметилсульфида;
хранилище для растворителя асфальтенов, содержащее по меньшей мере часть указанного растворителя асфальтенов; и
ствол скважины, проникающий в нефтеносный пласт, при этом указанное хранилище для растворителя асфальтенов функционально связано по текучей среде со стволом скважины или эксплуатационным трубопроводом из ствола скважины.
12. Система по п.11, которая сконструирована и выполнена с возможностью добычи нефти из пласта и указанного растворителя асфальтенов из ствола скважины или эксплуатационного трубопровода.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201361840089P | 2013-06-27 | 2013-06-27 | |
| US61/840,089 | 2013-06-27 | ||
| PCT/US2014/044026 WO2014210113A1 (en) | 2013-06-27 | 2014-06-25 | Remediation of asphaltene-induced plugging of wellbores and production lines |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016102557A RU2016102557A (ru) | 2017-07-28 |
| RU2016102557A3 RU2016102557A3 (ru) | 2018-03-07 |
| RU2666823C2 true RU2666823C2 (ru) | 2018-09-12 |
Family
ID=52114476
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016102557A RU2666823C2 (ru) | 2013-06-27 | 2014-06-25 | Устранение вызванного асфальтенами закупоривания стволов скважин и эксплуатационных трубопроводов |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9404344B2 (ru) |
| CN (1) | CN105339585A (ru) |
| AU (1) | AU2014302576B2 (ru) |
| BR (1) | BR112015032220A2 (ru) |
| CA (1) | CA2915594A1 (ru) |
| RU (1) | RU2666823C2 (ru) |
| WO (1) | WO2014210113A1 (ru) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20170233636A1 (en) * | 2016-02-11 | 2017-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Emulsion of green solvent and acid for scale removal in immature shale plays |
| US20190093451A1 (en) * | 2017-09-27 | 2019-03-28 | Saudi Arabian Oil Company | Reducing water permeability in subterranean formations using petroleum products |
| US10781378B2 (en) | 2017-12-05 | 2020-09-22 | Fqe Chemicals Inc. | Compositions and methods for dissolution of heavy organic compounds |
| CN108285802A (zh) * | 2018-02-26 | 2018-07-17 | 鞍山开炭热能新材料有限公司 | 沥青沉降重相系统注入蒽油延长系统运行周期的方法 |
| CN114086922B (zh) * | 2020-08-24 | 2024-03-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种沥青堵塞砾石充填防砂井产能恢复方法 |
| CN114540065B (zh) * | 2022-02-18 | 2022-10-25 | 山东大学 | 一种采用邻二甲苯和水提取沥青可溶物的方法 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4379490A (en) * | 1981-04-22 | 1983-04-12 | Standard Oil Company (Indiana) | Method for removal of asphaltene depositions with amine-activated disulfide oil |
| US4572777A (en) * | 1982-12-14 | 1986-02-25 | Standard Oil Company (Indiana) | Recovery of a carbonaceous liquid with a low fines content |
| RU2149982C1 (ru) * | 1998-07-21 | 2000-05-27 | Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ удаления асфальто-смолистых и парафинистых отложений |
| EA004278B1 (ru) * | 2000-03-31 | 2004-02-26 | Империал Кемикал Индастриз ПЛС | Обслуживание процесса производства нефти и очистного оборудования |
| US20060219409A1 (en) * | 2005-03-29 | 2006-10-05 | Dyer Richard J | Method for simultaneous removal of asphaltine, and/or paraffin and scale from producing oil wells |
| WO2011019632A1 (en) * | 2009-08-10 | 2011-02-17 | Shell Oil Company | Enhanced oil recovery systems and methods |
| US7918281B2 (en) * | 2007-03-06 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating flow conduits and vessels with foamed composition |
| RU2436940C2 (ru) * | 2006-05-22 | 2011-12-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты) |
Family Cites Families (60)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1514113A (en) | 1922-06-05 | 1924-11-04 | Milon J Trumble | Process for removing values from oil sands |
| US3249157A (en) | 1963-06-06 | 1966-05-03 | Continental Oil Co | Recovery process for producing petroleum |
| US3467187A (en) | 1967-09-13 | 1969-09-16 | Marathon Oil Co | Stability of a secondary-type crude petroleum recovery system |
| US3570601A (en) | 1969-11-28 | 1971-03-16 | Pan American Petroleum Corp | Recovery of oil with viscous propane |
| US3838738A (en) * | 1973-05-04 | 1974-10-01 | Texaco Inc | Method for recovering petroleum from viscous petroleum containing formations including tar sands |
| US3822748A (en) | 1973-05-04 | 1974-07-09 | Texaco Inc | Petroleum recovery process |
| US4022277A (en) | 1975-05-19 | 1977-05-10 | The Dow Chemical Company | In situ solvent fractionation of bitumens contained in tar sands |
| US4250963A (en) | 1979-04-05 | 1981-02-17 | Chevron Research Company | Selective permeability reduction with polymerizable monomers around steam injection wells |
| US4347118A (en) | 1979-10-01 | 1982-08-31 | Exxon Research & Engineering Co. | Solvent extraction process for tar sands |
| US4280559A (en) | 1979-10-29 | 1981-07-28 | Exxon Production Research Company | Method for producing heavy crude |
| US4302605A (en) | 1980-04-18 | 1981-11-24 | Pennwalt Corporation | Process for the manufacture of dimethyl sulfide |
| US4486340A (en) | 1980-08-08 | 1984-12-04 | Union Carbide Corporation | Treatment of water thickened systems |
| US4414120A (en) | 1981-06-18 | 1983-11-08 | Uop Inc. | Enhanced oil recovery |
| US4348486A (en) | 1981-08-27 | 1982-09-07 | Exxon Research And Engineering Co. | Production of methanol via catalytic coal gasification |
| US4415032A (en) | 1982-04-27 | 1983-11-15 | Mobil Oil Corporation | Carbonated waterflooding for viscous oil recovery using a CO2 solubility promoter and demoter |
| US4584087A (en) | 1982-12-14 | 1986-04-22 | Standard Oil Company (Indiana) | Recovery of a carbonaceous liquid with a low fines content |
| JPS59185286A (ja) | 1983-04-04 | 1984-10-20 | ライオン株式会社 | 石油の回収方法 |
| US5143598A (en) | 1983-10-31 | 1992-09-01 | Amoco Corporation | Methods of tar sand bitumen recovery |
| US4722782A (en) * | 1983-10-31 | 1988-02-02 | Standard Oil Company | Method for solvent treating of tar sands with water displacement |
| US4580633A (en) | 1983-12-21 | 1986-04-08 | Union Oil Company Of California | Increasing the flow of fluids through a permeable formation |
| US4699709A (en) | 1984-02-29 | 1987-10-13 | Amoco Corporation | Recovery of a carbonaceous liquid with a low fines content |
| US4867256A (en) | 1987-06-05 | 1989-09-19 | Snead Eddie L | Injection of polymer chemicals into drilling mud |
| US5043056A (en) * | 1989-02-24 | 1991-08-27 | Texaco, Inc. | Suppressing sediment formation in an ebullated bed process |
| US5044435A (en) | 1990-07-16 | 1991-09-03 | Injectech, Inc. | Enhanced oil recovery using denitrifying microorganisms |
| US5211231A (en) | 1991-12-19 | 1993-05-18 | Mobil Oil Corporation | In-situ cementation for profile control |
| US5232049A (en) | 1992-03-27 | 1993-08-03 | Marathon Oil Company | Sequentially flooding a subterranean hydrocarbon-bearing formation with a repeating cycle of immiscible displacement gases |
| US5425422A (en) | 1993-09-21 | 1995-06-20 | Noranda Inc. | Process for removing and preventing near-wellbore damage due to asphaltene precipitation |
| CA2325777C (en) | 2000-11-10 | 2003-05-27 | Imperial Oil Resources Limited | Combined steam and vapor extraction process (savex) for in situ bitumen and heavy oil production |
| US6685754B2 (en) | 2001-03-06 | 2004-02-03 | Alchemix Corporation | Method for the production of hydrogen-containing gaseous mixtures |
| CA2342955C (en) | 2001-04-04 | 2005-06-14 | Roland P. Leaute | Liquid addition to steam for enhancing recovery of cyclic steam stimulation or laser-css |
| US6973972B2 (en) | 2002-04-23 | 2005-12-13 | Baker Hughes Incorporated | Method for reduction of scale during oil and gas production and apparatus for practicing same |
| DE10253535A1 (de) | 2002-11-16 | 2004-05-27 | Sms Demag Ag | Gaszuleitungssystem für einen metallurgischen Ofen sowie Betriebsverfahren hierzu |
| MY151832A (en) | 2004-06-28 | 2014-07-14 | Osaka Gas Co Ltd | Reformed gas production method and reformed gas production apparatus |
| EA011939B1 (ru) | 2005-04-21 | 2009-06-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способы получения нефти и/или газа и системы для их осуществления |
| GB0509306D0 (en) | 2005-05-06 | 2005-06-15 | Univ Surrey | Secondary oil recovery |
| US7754657B2 (en) | 2006-07-20 | 2010-07-13 | Ineos Usa Llc | Method for removing asphaltene deposits |
| WO2008141051A1 (en) * | 2007-05-10 | 2008-11-20 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| WO2009012374A1 (en) | 2007-07-19 | 2009-01-22 | Shell Oil Company | Methods for producing oil and/or gas |
| MY153607A (en) | 2007-10-30 | 2015-02-27 | Chevron Oronite Co | Improved enhanced oil recovery surfactant formulation and method of making the same |
| CA2705198A1 (en) | 2007-11-19 | 2009-05-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| US8176982B2 (en) | 2008-02-06 | 2012-05-15 | Osum Oil Sands Corp. | Method of controlling a recovery and upgrading operation in a reservoir |
| CA2658996A1 (en) | 2008-03-19 | 2009-09-19 | Robert Geisler | Leach recovery of oil from oil sands and like host materials |
| RU2488636C2 (ru) | 2008-05-12 | 2013-07-27 | Синтетик Дженомикс, Инк. | Способы стимуляции биогенного продуцирования метана в углеводородсодержащих пластах |
| AU2009271069A1 (en) | 2008-07-14 | 2010-01-21 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| US20100065275A1 (en) * | 2008-09-15 | 2010-03-18 | Mcgowen Mary A | Compositions and Methods for Hindering Asphaltene Deposition |
| CA2645267C (en) | 2008-11-26 | 2013-04-16 | Imperial Oil Resources Limited | Solvent for extracting bitumen from oil sands |
| US8394872B2 (en) | 2009-07-10 | 2013-03-12 | Nalco Company | Method of reducing the viscosity of hydrocarbon fluids |
| WO2011021092A2 (en) | 2009-08-17 | 2011-02-24 | Brack Capital Energy Technologies Limited | Oil sands extraction |
| GB2486866B (en) | 2009-11-02 | 2015-08-26 | Shell Int Research | Water injection systems and methods |
| CN102639435A (zh) | 2009-12-17 | 2012-08-15 | 格雷特波因特能源公司 | 整合的强化采油方法 |
| US8967258B2 (en) | 2010-05-10 | 2015-03-03 | Soane Energy, Llc | Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces |
| CA2705643C (en) | 2010-05-26 | 2016-11-01 | Imperial Oil Resources Limited | Optimization of solvent-dominated recovery |
| US20120241150A1 (en) | 2010-07-26 | 2012-09-27 | Shell Oil Company | Methods for producing oil and/or gas |
| WO2012087375A1 (en) | 2010-12-21 | 2012-06-28 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for enhancing oil recovery from a subterranean reservoir |
| US9567512B2 (en) | 2011-05-16 | 2017-02-14 | Stepan Company | Surfactants for enhanced oil recovery |
| MX2014014778A (es) | 2012-06-27 | 2015-02-24 | Shell Int Research | Proceso y sistema de recuperacion de petroleo. |
| EA028262B1 (ru) | 2012-06-27 | 2017-10-31 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ и система извлечения нефти |
| MX2014014777A (es) | 2012-06-27 | 2015-02-24 | Shell Int Research | Proceso y sistema de recuperacion de petroleo. |
| MX2014015182A (es) | 2012-06-27 | 2015-03-05 | Shell Int Research | Proceso y sistema de recuperacion de petroleo. |
| EP2867327A4 (en) | 2012-06-27 | 2016-04-06 | Shell Int Research | OIL EXTRACTION METHOD AND SYSTEM |
-
2014
- 2014-06-25 CA CA2915594A patent/CA2915594A1/en not_active Abandoned
- 2014-06-25 CN CN201480036377.0A patent/CN105339585A/zh active Pending
- 2014-06-25 US US14/315,054 patent/US9404344B2/en active Active
- 2014-06-25 WO PCT/US2014/044026 patent/WO2014210113A1/en active Application Filing
- 2014-06-25 AU AU2014302576A patent/AU2014302576B2/en not_active Ceased
- 2014-06-25 RU RU2016102557A patent/RU2666823C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2014-06-25 BR BR112015032220A patent/BR112015032220A2/pt not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4379490A (en) * | 1981-04-22 | 1983-04-12 | Standard Oil Company (Indiana) | Method for removal of asphaltene depositions with amine-activated disulfide oil |
| US4572777A (en) * | 1982-12-14 | 1986-02-25 | Standard Oil Company (Indiana) | Recovery of a carbonaceous liquid with a low fines content |
| RU2149982C1 (ru) * | 1998-07-21 | 2000-05-27 | Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ удаления асфальто-смолистых и парафинистых отложений |
| EA004278B1 (ru) * | 2000-03-31 | 2004-02-26 | Империал Кемикал Индастриз ПЛС | Обслуживание процесса производства нефти и очистного оборудования |
| US20060219409A1 (en) * | 2005-03-29 | 2006-10-05 | Dyer Richard J | Method for simultaneous removal of asphaltine, and/or paraffin and scale from producing oil wells |
| RU2436940C2 (ru) * | 2006-05-22 | 2011-12-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты) |
| US7918281B2 (en) * | 2007-03-06 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating flow conduits and vessels with foamed composition |
| WO2011019632A1 (en) * | 2009-08-10 | 2011-02-17 | Shell Oil Company | Enhanced oil recovery systems and methods |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2014302576B2 (en) | 2016-07-28 |
| CN105339585A (zh) | 2016-02-17 |
| US20150000915A1 (en) | 2015-01-01 |
| US9404344B2 (en) | 2016-08-02 |
| RU2016102557A (ru) | 2017-07-28 |
| RU2016102557A3 (ru) | 2018-03-07 |
| AU2014302576A1 (en) | 2016-01-07 |
| BR112015032220A2 (pt) | 2017-08-22 |
| WO2014210113A1 (en) | 2014-12-31 |
| CA2915594A1 (en) | 2014-12-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2666823C2 (ru) | Устранение вызванного асфальтенами закупоривания стволов скважин и эксплуатационных трубопроводов | |
| US20140360727A1 (en) | Remediation of asphaltene-induced plugging of an oil-bearing formation | |
| Bachu et al. | Overview of acid-gas injection operations in western Canada | |
| RU2652774C2 (ru) | Система и способ извлечения нефти | |
| US20130045902A1 (en) | Composition and method for recovering heavy oil | |
| US20140000886A1 (en) | Petroleum recovery process and system | |
| RU2652049C1 (ru) | Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину | |
| US8534359B2 (en) | Leach recovery of oil from oil sands and like host materials | |
| CA2900178C (en) | Recovering hydrocarbons from an underground reservoir | |
| Dandekar et al. | Heavy Oil Polymer EOR in the Challenging Alaskan Arctic-It Works! | |
| EA027516B1 (ru) | Способ и система извлечения нефти | |
| Bachu et al. | Deep injection of acid gas in Western Canada | |
| Zhang et al. | Development and application of chemical EOR technologies in China offshore oil fields | |
| CN110593816A (zh) | 一种固体防蜡剂防止凝析气井结蜡的方法 | |
| Qu et al. | Experimental investigation of the EOR performances of carbonated water injection in tight sandstone oil reservoirs | |
| EA028262B1 (ru) | Способ и система извлечения нефти | |
| RU2662811C2 (ru) | Системы и способы получения диметилсульфида из кислого газа | |
| EP2904066B1 (en) | A method for recovering oil | |
| CA2779238A1 (en) | Selective leach recovery of oil (and asphaltene) from oil sands and like materials | |
| US12006804B2 (en) | Method for recovering hydrocarbons with an organic solvent injection blend | |
| Nesic et al. | A new model for produced water treatment in elemir oil field | |
| RU2189437C1 (ru) | Способ глушения эксплуатационной скважины (варианты) | |
| WO2011149633A2 (en) | Methods and systems for treating subterranean wells | |
| Sutherland | Oil production: Filtration and efficient petroleum production | |
| Protection et al. | Abbreviations, and Glossary |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200626 |