RU2693208C2 - Способ стимулирования добычи высоковязкой или остаточной нефти - Google Patents
Способ стимулирования добычи высоковязкой или остаточной нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2693208C2 RU2693208C2 RU2017143090A RU2017143090A RU2693208C2 RU 2693208 C2 RU2693208 C2 RU 2693208C2 RU 2017143090 A RU2017143090 A RU 2017143090A RU 2017143090 A RU2017143090 A RU 2017143090A RU 2693208 C2 RU2693208 C2 RU 2693208C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- viscosity
- solvent
- reservoir
- amount
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract description 11
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 title abstract description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 97
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 52
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 52
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 45
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 40
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 24
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 39
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 35
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 35
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 9
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 3
- 238000005188 flotation Methods 0.000 claims 1
- 238000000151 deposition Methods 0.000 abstract description 14
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 10
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 abstract description 6
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 166
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 35
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 description 14
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 13
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 13
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 13
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 11
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 8
- -1 PE40-70 Chemical class 0.000 description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 7
- 239000000047 product Substances 0.000 description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 7
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 6
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 4
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 4
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 4
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N Cyclohexane Chemical compound C1CCCCC1 XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NHTMVDHEPJAVLT-UHFFFAOYSA-N Isooctane Chemical compound CC(C)CC(C)(C)C NHTMVDHEPJAVLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 3
- JVSWJIKNEAIKJW-UHFFFAOYSA-N dimethyl-hexane Natural products CCCCCC(C)C JVSWJIKNEAIKJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N Chloroform Chemical compound ClC(Cl)Cl HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N Ethylbenzene Chemical compound CCC1=CC=CC=C1 YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- CULVVBZERZTLKL-UHFFFAOYSA-N hexane;propane Chemical compound CCC.CCCCCC CULVVBZERZTLKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N carbon disulfide-14c Chemical compound S=[14C]=S QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 description 1
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 125000003375 sulfoxide group Chemical group 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
- 150000003738 xylenes Chemical class 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/594—Compositions used in combination with injected gas, e.g. CO2 orcarbonated gas
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки в пласте-коллекторе на завершающих этапах освоения нефтяного месторождения, в том числе с высокой степенью обводненности пластов. Способ стимулирования добычи высоковязкой или остаточной нефти на завершающих этапах освоения месторождения, в том числе с высокой степенью обводненности продукции пластов, включающий дозированную подачу низкокипящего парафинового углеводородного растворителя С5-С9 в составе парогазовой смеси с углеводородным газом пропаном в количестве 5-40% об. указанного растворителя от имеющегося остаточного запаса нефти в радиусе зоны влияния нагнетающей скважины, обеспечивающего при отстаивании системы в течение 48 часов флокуляцию и осаждение высокополярной части асфальтено-смолистых компонентов в количестве не более 10% масс. от общего количества асфальтенов нефти и их адсорбцию на поверхности зерен породы в толще пласта-коллектора, и указанное выдерживание в течение не менее 48 часов. Технический результат – увеличение добычи высоковязкой и остаточной нефти. 2 пр., 4 табл., 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки низкокипящим парафиновым углеводородным растворителем С5-С9 (индивидуальные насыщенные углеводороды нормального, разветвленного и циклического строения, такие как н-гексан, циклогексан, изооктан, пентан и другие, их смеси в составе петролейных эфиров, таких как ПЭ40-70, ПЭ70-100, состоящих на 80-99% из указанных насыщенных углеводородов С5-С9), высоковязкой или остаточной нефти в пласте-коллекторе на завершающих этапах освоения нефтяного месторождения, в том числе с высокой степенью обводненности продукции пластов, с целью уменьшения вязкости нефти и увеличения добычи высоковязких и остаточных нефтей. Способ воздействия растворителя на нефть учитывает способ доставки растворителя в пласт, временной промежуток проникновения растворителя в пласт, продолжительность воздействия растворителя на нефть и его осаждающее действие на высокополярную часть асфальтенов нефти, понижение вязкости остаточной нефти в пласте, сохранение характеристик проницаемости пласта и непосредственно направлен на решение этих проблем.
Область техники.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки низкокипящим парафиновым углеводородным растворителем С5-С9, в виде парогазовой смеси с углеводородным газом пропаном, высоковязкой или остаточной нефти в пласте-коллекторе на завершающих этапах освоения нефтяного месторождения, в том числе с высокой степенью обводненности продукции пластов, с целью уменьшения вязкости нефти и увеличения добычи нефти на месторождениях с высоковязкими и остаточными нефтями.
Уровень техники.
Известен способ стимулирования и увеличения добычи высоковязких и остаточных нефтей (патент США №6662872) представляющий собой комбинированный метод. Сначала в коллектор закачивается пар, чтобы нагреть его и сформировать там паровую камеру. После этого в коллектор закачивается легкий растворитель, снижающий вязкость углеводородов и способный находиться в камере в газообразной фазе. При давлении несколько меньшем, чем давление насыщения растворителя, увеличивается подвижность углеводородов и извлекается дополнительное количество их из коллектора.
Известен способ (патент РФ №2475636) который включает закачку растворителя в системе парных горизонтальных скважин, где верхняя является нагнетательной, а нижняя - добывающей, отбор смеси высоковязких нефтей или природных битумов с растворителем и контроль за изменением физико-химических свойств добываемой продукции. Состав растворителя - 80-90% - широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), 10-20% -ароматические углеводороды (толуол, ксилолы, этилбензол) - подбирается таким образом, чтобы уменьшить или исключить возможность осаждения асфальтенов из нефти в пласте. Помимо ШФЛУ в качестве растворителя может использоваться целый ряд других углеводородов, например, гексан, дизельное топливо и т.п. Также существуют способы, где к ШФЛУ или к другим углеводородам для усиления эффекта добавляют поверхностно-активные вещества и содетергенты. В таком случае тяжелые фракции растворяются легкими углеводородами, вязкость нефти снижается, а фазовая проницаемость по нефти увеличивается, что облегчает ее извлечение. Способ предполагает осуществление контроля за осаждением асфальтено-смолистых компонентов в извлекаемых высоковязких нефтях или природных битумах в процессе их извлечения с использованием метода фотоколориметрии. При обнаружении явления осаждения асфальтенов в пласте в рабочий агент добавляют растворитель асфальтенов.
Общим недостатком вышеперечисленных изобретений является отсутствие методики регулирования соотношения нефтяной фазы и объема осадка асфальтенов в системе нефть : растворитель в процессе закачки с учетом совместимости растворителя с вытесняемой нефтью. При закачке растворителей для извлечения высоковязких или остаточных нефтей необходимо учитывать объем образующихся смолисто-асфальтеновых осадков, который зависит от молекулярных особенностей смолисто-асфальтеновых компонентов, их содержания в нефти, а также от количества используемого растворителя.
Известен также способ разработки нефтяной залежи, предусматривающий использование попутного нефтяного газа в качестве вытесняющего агента для поддержания давления в пласте (патент US №6026901, E21B 43/34, 2000). Повторное нагнетание попутно добываемого газа в пласт применяется для поддержания пластового давления при добыче нефти и повышения нефтеотдачи пласта. Однако в зависимости от геологических характеристик конкретного месторождения повторная закачка в пласт способна иметь и неблагоприятные последствия на приток нефти. Одним из недостатков известного способа является возможность образования зон повышенной вязкости при контакте нагнетаемого попутного нефтяного газа с нефтями, содержащими асфальтеновые компоненты. Повышение вязкости нефти в зоне контакта с попутным нефтяным газом приводит к повышению минимального давления смешиваемости и, таким образом, к неблагоприятным условиям для существования режима смешивающегося вытеснения.
Известен способ (патент US №5167280А, Е21B 43/16, 1990) стимулирования добычи высоковязких нефтей растворителем, в котором понижающий вязкость реагент циркулирует через горизонтальную скважину с помощью эксплуатационной обсадной колонны. Указанный реагент находится в эксплуатационной обсадной колонне и поступает в межтрубное пространство, образовавшееся между указанной обсадной колонной и хвостовиком. Когда реагент проходит через пласт под действием концентрационного градиента, он снижает вязкость нефти и обеспечивает ее подвижность. Одновременно нефть с пониженной вязкостью мигрирует в скважину под действием перепада давления. Псевдостационарная скорость добычи достигается, когда конвективное движение нефти с пониженной вязкостью точно уравновешивается скоростью диффузии реагента, понижающего вязкость в стимулируемой радиальной зоне вдоль указанной скважины. Это вызывает движение большого объема нефти через обширную поверхностную площадь ствола скважины, таким образом, добываются увеличенные объемы флюидов из пласта. Понижающий вязкость реагент может быть выбран из соединений группы, состоящей из диоксида углерода, дымовых газов, монооксида углерода, гелия, водорода, углеводородов С1-С10, метанола, этанола, толуола, сероуглерода и их смесей. Одним из недостатков известного способа является отсутствие учета возможности неконтролируемого выпадения асфальтенов в призабойной зоне пласта. Неконтролируемое и нерегулируемое технологическими условиями осаждение асфальтенов может полностью блокировать добычу нефти и потребовать проведения специальных мероприятий по очистке призабойной зоны от асфальтенов.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности нефтеотдачи пласта при разработке месторождений высоковязкой или остаточной нефти на завершающих этапах освоения месторождения, в том числе с высокой степенью обводненности продукции пластов (на завершающих этапах освоения месторождения уровень обводненности продукции может достигать 80% (патент RU 2394153 С1, Е21B 43/00, опубл. Бюл. №19 от 10.07.2010)).
Необходимый технический результат достигается способом разработки месторождений высоковязкой или остаточной нефти, включающим дозированную подачу в пласт низкокипящего парафинового углеводородного растворителя С5-С9 в составе парогазовой смеси с углеводородным газом пропаном, в количестве 5-40% об. указанного растворителя от имеющегося остаточного запаса нефти в радиусе зоны влияния нагнетающей скважины, обеспечивающим, при отстаивании системы в течении 48 часов, флокуляцию и осаждение высокополярной части асфальтено-смолистых компонентов в количестве не более 10% мас. от общего количества асфальтенов нефти и их адсорбцию на поверхности зерен породы в толще пласта-коллектора, и указанное выдерживание в течение не менее 48 часов. Сущность изобретения.
Нефть в пласте-коллекторе дозировано смешивают с низкокипящим парафиновым углеводородным растворителем С5-С9 (например, индивидуальные насыщенные углеводороды нормального, разветвленного и циклического строения, такие как н-гексан, циклогексан, изооктан, пентан и другие, или их смеси в составе петролейных эфиров, таких как ПЭ40-70, ПЭ70-100, представляющие собой легкие бензины, получаемые отгоном легкой фракции из бензинов прямой перегонки, состоящие на 80-99% из указанных насыщенных углеводородов С5-С9: легкий ПЭ40-70, включающий преимущественно насыщенные углеводороды С5-С7, получают при температуре производственного процесса не выше 70°С; тяжелый ПЭ70-100, включающий преимущественно насыщенные углеводороды С6-С9, - не выше 100°С), в массовом соотношении, обеспечивающим, при отстаивании системы, флокуляцию и осаждение высокополярной части (по лабораторным данным не более 10% мас от общего количества асфальтенов нефти) асфальтено-смолистых компонентов и их адсорбцию на поверхности зерен породы в толще пласта-коллектора. Доставку растворителя в пласт производят в виде парогазовой смеси с углеводородным газом пропаном для увеличения охвата пласта воздействием и ограничения количества вводимого в пласт растворителя. Получаемая в пласте нефтяная фаза, по физическим свойствам соответствует маловязким нефтям с уменьшенным содержанием асфальтенов, относительно пластовой нефти, и может рассматриваться как дополнительный легкий нефтяной растворитель для окружающей высоковязкой или остаточной нефти. При осуществлении предлагаемого способа воздействия, характеристика проницаемости пласта и призабойных зон нагнетающих и добывающих скважин сохраняется на уровне, обеспечивающем возможность применения действующих на конкретном месторождении режимов эксплуатации пластов, что позволяет увеличить добычу нефти из коллектора.
По разным подсчетам [1] при существующих схемах добычи до 55-70% нефти остается в слабопроницаемых участках, в обособленных линзах, в заводненных или загазованных зонах пластов. Эта нефть, которую промышленно освоенными методами разработки извлечь из недр не удается, составляет остаточные запасы. Соответственно разрабатываются и внедряются многочисленные технологии, призванные увеличить нефтеотдачу пластов на таких участках.
Остаточные нефти зачастую являются вязкими, высоковязкими, битуминозными, тяжелыми или сверхтяжелыми, т.е. обладают аномальными физическими свойствами. Химический состав аномальной нефти может меняться в широком диапазоне, в зависимости от месторождения. В ней могут присутствовать парафиновые, нафтеновые, ароматические углеводороды, смолистые и асфальтеновые компоненты, процентное соотношение которых определяет плотность и вязкость нефти. Смолы и асфальтены, вещества с большой молекулярной массой, утяжеляют нефть, увеличивают ее вязкость и адсорбцию на поверхности частиц породы [2, 3]. В спокойном состоянии они проявляют тиксотропные свойства: притягиваются друг к другу и в определенных условиях способны образовывать крупные ассоциаты, устойчивые к разрушениям. Таким образом, для эффективного извлечения высоковязких или остаточных нефтей требуется воздействовать на компоненты, отвечающие за вязкость, структурированность системы для улучшения реологических свойств нефти. Для этого применяют либо нагрев пласта, либо добавляют растворители. Возможность осуществления изобретения подтверждена экспериментально. Поставленная цель достигается тем, что в предлагаемом способе обработки высоковязкой или остаточной нефти в пласте-коллекторе для уменьшения ее вязкости и увеличения нефтедобычи, включающим смешение с низкомолекулярным углеводородным растворителем парафинового ряда С5-С9 и последующее отстаивание полученной системы, для смешения берется такое количество низкомолекулярного углеводородного растворителя, которое вызывает флокуляцию и оседание из образующейся нефтяной среды в толще пласта-коллектора только высокополярной части асфальтено-смолистых компонентов, составляющей по лабораторным данным не более 10% мас от общей массы асфальтенов нефти. Контролируемое удаление указанной части асфальтенов из нефти не оказывает критического негативного воздействия на характеристику проницаемости коллектора, но обеспечивает устойчивое понижение вязкости нефти дополнительно к эффекту разбавления нефти растворителем. Таким образом, обеспечивается устойчивое понижение вязкости нефти при сохранении характеристик проницаемости призабойных зон нагнетающих и добывающих скважин на уровне приемлемом для обеспечения применяемых на конкретном месторождении режимов эксплуатации пластов.
Преимущество предлагаемого способа заключается в дозированном смешении высоковязкой или остаточной нефти с низкокипящим парафиновым углеводородным растворителем. Количество парафинового углеводородного растворителя С5-С9, необходимого для осаждения не более 10% нефтяных асфальтеной от их общей массы, определяется исходя из остаточных запасов нефти в пласте в радиусе влияния нагнетающей скважины и составляет от 5 до 40% об. растворителя от остаточных запасов нефти. При отстаивании системы в течении 48 часов происходит флокуляция и осаждение высокополярной части (по лабораторным данным не более 10% мас от общего количества асфальтенов нефти) асфальтено-смолистых компонентов на поверхности зерен породы в толще пласта-коллектора. Предлагаемый способ предусматривает использование углеводородного газа, например, пропана, в качестве подвижной фазы-носителя в составе парогазовой смеси с указанным парафиновым углеводородным растворителем для дозирования и продвижения растворителя по пласту. Кроме того, предлагаемый способ предусматривает последующее использование в качестве агента вытеснения, проталкивающего по пласту к добывающей скважине образовавшийся нефтяной продукт с пониженной вязкостью и уменьшенной долей асфальтенов, воды пресной, смешанной с солями, полимерами или поверхностно-активными соединениями, других жидкостей или их смесей, газов, в том числе углеводородных, и других агентов вытеснения и поддержания пластового давления. Образующийся нефтяной продукт, за счет уменьшения доли асфальтенов, обладает устойчиво пониженной вязкостью по сравнению с исходной нефтью и при движении по пласту к добывающей скважине работает как дополнительный легкий нефтяной растворитель для окружающей высоковязкой или остаточной нефти. За счет этого обеспечивается дополнительное увеличение охвата пласта-коллектора воздействием растворителя и увеличение в пласте объема нефти с пониженной вязкостью, доступной для извлечения существующими технологиями добычи.
Способ стимулирования добычи высоковязкой или остаточной нефти на завершающих этапах освоения месторождения, в том числе с высокой степенью обводненности продукции пластов, в условиях действующей на месторождении системы внутриконтурного воздействия на пласты путем заводнения или закачки попутного газа с целью увеличения их нефтеотдачи, включающий наличие сети нагнетающих и добывающих скважин, осуществляется следующим образом. Нагнетающие скважины должны быть оборудованы системой подачи в пласт углеводородного газа для целей поддержания пластового давления (ППД), емкостью для низкомолекулярного углеводородного растворителя, перекачивающим и смешивающим устройством (например, парогазогенератор форсуночного типа) для дозированной подачи и смешивания углеводородного газа и растворителя. Указанный понижающий вязкость нефти низкомолекулярный углеводородный растворитель нагнетается в пласт через нагнетательные скважины в виде парогазовой смеси с углеводородным газом, например, пропаном, используемым для целей ППД. Нагнетание может производиться непрерывно или периодическим путем в термодинамических условиях имеющегося технологического процесса ППД, с обеспечением доставки в пласт углеводородного растворителя в количестве от 5 до 40% об. от имеющегося остаточного запаса нефти в радиусе зоны влияния нагнетающей скважины, но не более количества 40% об. от имеющегося остаточного запаса нефти в радиусе зоны влияния нагнетающей скважины. Указанный низкомолекулярный углеводородный растворитель смешивается с нефтью в результате конденсации из парогазовой смеси и диффузии в объем пласта. Система выдерживается перед началом добычи не менее 48 часов для завершения процесса осаждения и адсорбции высокополярной части асфальтеновых частиц в поровом пространстве породы. В отдельных случаях, во время данной стадии процесса, нагнетательная скважина и добывающая скважина могут быть закрыты, чтобы обеспечить более равномерное смешивание понижающего вязкость растворителя с нефтью и увеличение охвата воздействия в результате проникновения растворителя в объем пласта. В отдельных случаях, во время данной стадии процесса, может быть закрыта только добывающая скважина, чтобы обеспечить последовательное протекание следующих процессов: продвижение растворителя в пласт; смешение растворителя с нефтью; осаждение высокополярной части асфальтенов; понижение вязкости нефти. В этом случае в нагнетательную скважину может продолжать подаваться некоторое количество углеводородного газа в действующем режиме ППД. Когда низкомолекулярный углеводородный растворитель в количестве от 5 до 40% об. от имеющегося остаточного запаса нефти в радиусе зоны влияния нагнетающей скважины проникает в пласт под действием режима нагнетания и диффундирует в нефть, он снижает вязкость нефти за счет эффектов растворения. Снижение вязкости нефти оказывается устойчивым из-за осаждения из нефти высокополярной части (по лабораторным данным не более 10% мас от общего количества асфальтенов нефти) асфальтено-смолистых компонентов. Количество осаждающихся в поровом пространстве коллектора асфальтенов (по лабораторным данным не более 10% мас от общего количества асфальтенов нефти) не оказывает критического влияния на проницаемость пласта и призабойных зон нагнетающих и добывающих скважин. Образующийся нефтяной продукт с пониженной вязкостью и уменьшенной долей асфальтенов проталкивают к добывающей скважине путем подачи в нагнетательную скважину другого компонента, представляющего собой воду пресную, смешанную с солями, полимерами или поверхностно-активными соединениями, другие жидкости или их смеси, газы, в том числе углеводородные, и другие агенты вытеснения и поддержания пластового давления в соответствии с действующей на месторождении системы внутриконтурного воздействия на пласты. При движении по пласту к добывающей скважине маловязкий нефтяной продукт работает как дополнительный растворитель для окружающей высоковязкой или остаточной нефти, за счет чего обеспечивается дополнительное увеличение охвата пласта-коллектора воздействием растворителя.
При наличии на месторождении в составе сети добывающих скважин горизонтальных скважин предлагаемый способ стимулирования добычи позволит увеличить коэффициент охвата пласта воздействием парогазовой смеси с уменьшением возможности вязкостного языкообразования и повышением отбора извлекаемых запасов.
В случае прорыва парогазовой смеси в добывающие скважины и уменьшения давления закачки производят продолжение подачи парогазовой смеси периодическим путем или непрерывно для обеспечения доставки в пласт-коллектор углеводородного растворителя в количестве от 5 до 40% об. от имеющегося остаточного запаса нефти в радиусе зоны влияния нагнетающей скважины, но не более количества 40% об. от имеющегося остаточного запаса нефти в радиусе зоны влияния нагнетающей скважины. На этой стадии процесса добывающая скважина может быть закрыта, чтобы обеспечить более равномерное смешение с нефтью понижающего вязкость растворителя и увеличения охвата воздействия в результате проникновения растворителя в объем пласта-коллектора. Система выдерживается перед началом добычи не менее 48 часов для завершения процесса осаждения и адсорбции высокополярной части асфальтеновых частиц в поровом пространстве породы. Растворяющее и деасфальтенизирующее воздействие паров парафинового углеводородного растворителя С5-С9 в смеси с углеводородным газом, например, пропаном на остаточную нефть приводит к повышению суммарного коэффициента вытеснения нефти. Примеры осуществления способа.
Предпочтительным вариантом изобретения является следующий. Способ проверен в лабораторных условиях для установления:
А. Прироста коэффициента вытеснения нефти (КВН) и достигаемого значения проницаемости керна по воде - на образцах нефтенасыщенного керна в моделируемых термобарических пластовых условиях;
Б. Оптимального количественного соотношения парафинового углеводородного растворителя и нефти, обеспечивающего устойчивое уменьшение вязкости нефти при незначительном объеме образующегося осадка асфальтенов - объемным смешиванием нефти с парафиновыми углеводородными растворителями С5-С9, например, н-гексаном, изооктаном, циклогексаном, петролейными эфирами марок ПЭ40-70, ПЭ70-100.
Изобретение поясняется на примерах.
Пример 1. Нефтевытеснение проводят на установке ПЛАСТ.ATM 10 с образцами керна горной породы коллектора нефтяного месторождения. Образцы керна очищают экстракцией бензолом марки хч и высушивают до постоянной массы. Фильтрационно-емкостные свойства определяют по газам на приборе UltraPoroPerm-500 для составной модели пласта из 4-х цилиндрических образцов керна диаметром 30 мм и общей длиной 250 мм. Первоначальное насыщение водой осуществляют в кернодержателе установки ПЛАСТ.АТМ-10. при давлении 1 МПа. После этого производят фильтрацию воды через керн для измерения проницаемости составной модели пласта по воде. Десатурацию воды осуществляют центрифугированием образцов водонасыщенного керна при 4000 об./мин, затем - капиллярной вытяжкой силикагелем. Нефтенасыщение образцов керна выполняют нефтью в вакуумной камере Memmert при комнатной температуре и абсолютном давлении 6,0 КПа.
Для ограничения количества подаваемого в модель пласта парафинового углеводородного растворителя в количестве не более 5-40% об. от объема нефти в нефтенасыщенном керне, подачу растворителя осуществляют в виде паровой фазы в потоке газообразного пропана, способом прокачивания пропана через барботер с растворителем при 70°С под давлением 0,6-1,0 МПа. Необходимое максимальное количество поставляемого в модель нефтенасыщенного пласта растворителя - 40% об. от объема нефти в нефтенасыщенном керне - загружают в барботер перед началом эксперимента. Режим барботирования автоматически ограничивает подачу растворителя не больше максимально установленного количества.
Технический результат получен на образцах керна коллектора Унтыгейского месторождения (Западная Сибирь) скважины 206 из интервала отбора с глубины 2992,6-3006,3, с первичной проницаемостью по газу Кпр г=74,3 мД, объемом пор Кп=35,8 см3 с начальной проницаемостью по воде Кпр в=14,2 мД, первоначальная водонасыщенность 2,26 мл воды на модельную колонку керна, первоначальная нефтенасыщенность 31,77 мл нефти на модельную колонку керна. Нефть Западно-Салымского месторождения, стабилизированная отбензиниванием до 140°С, содержание асфальтенов 2,85% мас. В качестве растворителя использован н-гексан.
Результаты вытеснения нефти в комплексном эксперименте, расчеты прироста коэффициента вытеснения нефти на каждом этапе воздействия приведены в таблице 1.
В эксперименте первое вытеснение водой (таблица 1) предусмотрено для создания условий максимальной обводненности продукции, вытесняемой из керна. Согласно результатам эксперимента, растворяющее и деасфальтенизирующее воздействие паров н-гексана в пропане на остаточную нефть приводит к суммарному коэффициенту вытеснения нефти 74,91%, что составляет достигнутый прирост, дополнительно к коэффициенту вытеснения только водой, - 27,70%. Из них чистый прирост КВН за счет воздействия на остаточную нефть газа пропана составил 9,44%, а чистый прирост КВН за счет воздействия на остаточную нефть н-гексана в составе пропан-гексановой смеси составил 18,26%. Содержание асфальтенов в нефти, оставшейся в поровом пространстве керна, после завершения эксперимента составило 4,71% мас. Данное количество задерживающихся в модели пласта асфальтенов не является критическим для фильтрационных характеристик, так как за счет уменьшения вязкости и объема нефти порода становится боле проницаемой для вытесняющей воды (1,41-1,36 мД), чем до обработки пропан-гексановой смесью (1,30 мД).
Пример 2. В объемных экспериментах в колбах, при добавлении указанных растворителей к нефти Западно-Салымского месторождения (содержание асфальтенов 1,95±0,25% мас) происходит экспоненциальное уменьшение вязкости, в зависимости от количества добавляемого растворителя, от исходных 23-26 мм2/с до вязкости чистого растворителя (фигура) [4].
Изменение вязкости происходит в два этапа.
Первый этап - уменьшение вязкости за счет разбавления нефти растворителем. Значительное (до 30% отн. от исходного) изменение вязкости за счет разбавления фиксируется при минимальной добавке растворителя в количестве 5% от объема смеси. При дальнейшем добавлении растворителя процесс уменьшения вязкости замедляется и при добавке более 50% об. вязкость системы меняется незначительно. Этот этап характерен для всех растворителей, как осаждающих асфальтены из нефти, так и не осаждающих (хлороформ, толуол и др.), предлагаемых в составе композиций или самостоятельно в качестве растворителей нефти для увеличения нефтеотдачи пластов (патенты US А-4197912, US 5167280, US 4109720, RU 2159846, RU 2109132, RU 2473792), для нефтей в интервале кинематической вязкости (ν20)≈ 5-700 мм2/с, с содержанием воды, в том числе эмульсионно связанной, 0,0-3,0% об.
Второй этап - дополнительное уменьшение вязкости в результате осаждения асфальтенов - характерен только для растворителей осаждающих асфальтены из нефти. Данный этап уменьшения вязкости наиболее проявлен для нефтей кинематической вязкости (ν20) более 50 мм2/с. Для нефтей кинематической вязкости (ν20) менее 50 мм2/с данный этап уменьшения вязкости не проявлен на фоне уменьшения вязкости за счет разбавления.
Техническим результатом для нефтей кинематической вязкости (ν20) более 50 мм2/с при использовании осаждающих асфальтены растворителей, является сохранение пониженной величины вязкости нефти на уровне в 1,2-1,5 раза ниже исходной при полном удалении растворителя из нефти в результате испарения или диффузии в окружающее пространство (таблица 2).
Пример 3. В лабораторных экспериментах в колбах, при смешивании различных количеств указанных растворителей с нефтью Западно-Салымского месторождения (содержание асфальтенов 1,95±0,25% мас) осаждение асфальтенов протекает в течение 10-70 часов. Причем, в первые 20-24 часа осаждается до 80-100% возможной массы осадка. В среднем процесс осаждения асфальтенов и связанное с этим дополнительное уменьшение вязкости стабилизируются в течение 48 часов (таблица 3).
Полученные данные подтверждают вывод в работе [5] о том, что время осаждения асфальтенов при добавлении указанных растворителей к нефти, в зависимости от концентрации растворителя, меняется от нескольких суток (при 5% добавке) до десятков минут (при 25% добавке).
Пример 4. В лабораторных экспериментах в колбах, при смешивании различных количеств указанных растворителей с нефтью Западно-Салымского месторождения (содержание асфальтенов 1,95±0,25% мас) происходит осаждение асфальтенов в две стадии. Добавка растворителя в количестве менее 5% от объема смеси не приводит к заметному осаждению асфальтенов. Первая стадия осаждения, на которой осаждается менее 10% максимально возможного количества осадка асфальтенов, происходит при добавлении растворителя к нефти в количестве 5-40% от объема смеси. Данный вид асфальтенов отличается повышенным содержанием ароматических и сульфоксидных групп в молекулах, является наиболее полярной частью всего асфальтенового осадка [4] и обеспечивает формирование в нефти объемной сетки, ограничивающей подвижность жидкости и придающей ей повышенную вязкость. Вторая стадия, на которой осаждается 80-90% максимально возможного количества осадка асфальтенов, определяемая как стадия массового осаждения асфальтенов, происходит при добавлении растворителя к нефти в количестве более 50% от объема смеси. В таблице 4 для некоторых из предлагаемых растворителей показано, что добавление растворителя в количестве менее 5% от объема смеси вызывает первичное разбавление и начальное снижение вязкости нефти; основное снижение вязкости нефти (более чем в 5 раз) происходит на первой стадии осаждения асфальтенов при образовании количества осадка менее 10% мас. от максимально возможного, то есть в случае добавления растворителя к нефти в количестве 5-40% от объема смеси. Дальнейшее добавление к нефти растворителя в количестве более 40% от объема смеси с целью уменьшения вязкости оказывается не рентабельным, так как не приводит к существенному изменению вязкости, но вызывает массированное осаждение асфальтенов, что может вызвать ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллектора.
Таким образом, проведенные лабораторные исследования подтверждают эффективность предлагаемого способа стимулирования добычи высоковязкой или остаточной нефти при ее обработке парами низкокипящего парафинового углеводородного растворителя С5-С9 в смеси с углеводородным газом, например, пропаном, на завершающих этапах освоения месторождения, в том числе с высокой степенью обводненности продукции пластов в условиях действующей на месторождении системы внутриконтурного воздействия на пласты путем заводнения и/или закачки попутного газа с целью увеличения их нефтеотдачи, включающий наличие сети нагнетающих и добывающих скважин.
В случае если емкостные характеристики пласта требуют создания в зоне вытеснения больших объемов парогазовой смеси, то в заданную область пласта осуществляют закачку парогазовой смеси последовательно в несколько циклов. Для этого через нагнетательную скважину в пласт нагнетается низкомолекулярный углеводородный растворитель в виде парогазовой смеси с углеводородным газом в термодинамических условиях имеющегося технологического процесса ППД, с обеспечением доставки в пласт углеводородного растворителя в количестве от 5 до 40% об. от имеющегося остаточного запаса нефти в радиусе зоны влияния нагнетательной скважины. Нагнетательная скважина и добывающая скважина выдерживаются закрытыми для завершения процесса осаждения и адсорбции высокополярной части асфальтенов на период до 48 часов. В отдельных случаях, во время данной стадии процесса, может быть закрыта только добывающая скважина, чтобы обеспечить последовательное протекание следующих процессов: продвижение растворителя в пласт; смешение растворителя с нефтью; осаждение высокополярной части асфальтенов; понижение вязкости нефти. В этом случае в нагнетательную скважину может продолжать подаваться некоторое количество углеводородного газа в действующем режиме ППД. Затем через нагнетательную скважину осуществляется подача в пласт другого компонента, представляющего собой воду пресную, смешанную с солями, полимерами или поверхностно-активными соединениями, другие жидкости или их смеси, газы, в том числе углеводородные, и другие агенты вытеснения и поддержания пластового давления в соответствии с действующей на месторождении системы внутриконтурного воздействия на пласты. В отдельных случаях цикл закачки композиций может быть 2-х и 3-х кратным, при соблюдении условия суммарной доставки в пласт углеводородного растворителя в количестве не более 40% об. от имеющегося остаточного запаса нефти в радиусе зоны влияния нагнетательной скважины.
Таким образом, технический результат достигается способом разработки месторождений высоковязкой или остаточной нефти, включающим дозированную подачу низкокипящего парафинового углеводородного растворителя С5-С9 в составе парогазовой смеси с углеводородным газом пропаном, в количестве 5-40% об. указанного растворителя от имеющегося остаточного запаса нефти в радиусе зоны влияния нагнетающей скважины, обеспечивающим, при отстаивании системы в течении 48 часов, флокуляцию и осаждение высокополярной части асфальтено-смолистых компонентов в количестве не более 10% масс, от общего количества асфальтенов нефти и их адсорбцию на поверхности зерен породы в толще пласта-коллектора, и указанное выдерживание в течение не менее 48 часов. В результате частичного осаждения асфальтенов вязкость нефти устойчиво понижается. Образующийся нефтяной продукт с пониженной вязкостью, при движении по пласту к добывающей скважине работает как дополнительный легкий нефтяной растворитель для окружающей высоковязкой или остаточной нефти. За счет этого обеспечивается дополнительное увеличение охвата пласта-коллектора воздействием растворителя (примеры 1 и 2). Осаждение асфальтенов не критично для фильтрационных свойств пласта, так как составляет не более 10% мас от общего количества асфальтено-смолистых компонентов и не ухудшает проницаемость по воде (примеры 1 и 4).
Соответствие изобретения условиям патентоспособности.
Предложенное изобретение является новым, так как применение способа стимулирования добычи высоковязкой или остаточной нефти на завершающих этапах освоения месторождения вышеописанным путем, которое приводит, к проявлению суммарного коэффициента вытеснения нефти 74,91%, что в том числе обеспечивает чистый прирост КВН за счет воздействия на остаточную нефть газа пропана 9,44%, а чистый прирост КВН за счет воздействия на остаточную нефть н-гексана 18,26%, из уровня техники не известно (пример 1). Оно имеет изобретательский уровень, поскольку возможность получения указанного технического результата предложенным способом явным образом не следует из уровня техники. Промышленная применимость изобретения подтверждена экспериментально на физических моделях в лабораторных условиях. Способ реализуем в промышленных условиях, поскольку для его осуществления требуются известные технические средства. Таким образом, данное изобретение удовлетворяет всем условиям патентоспособности.
ЛИТЕРАТУРА
1. Гиматудинов Ш., Ширковский А. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. М.: Альянс, 2014. - 312 с.
2. Гуревич А.Е. Процессы миграции подземных вод, нефтей и газов. - Л.: Недра, 1969. - 112 с.
3. Танеева Ю.М., Юсупова Т.Н., Романов Г.В. Асфальтеновые наноагрегаты: структура, фазовые превращения, влияние на свойства нефтяных систем // Успехи химии. - 2011. - Т.80. - №10. - С. 1034-1050.
4. Нехорошее С.В., Коржов Ю.В., Кузьменко О.С., Кульков М.Г. Особенности осаждения асфальтенов нефти Западно-Салымского месторождения некоторыми алифатическими углеводородами // Естественные и технические науки. 2016. №12 (102). С. 14-22.
5. Буря Е.Г. Исследование агрегативной устойчивости нефтей при взаимодействии с углеводородными растворителями. - Дисс.и автореф. канд. техн. наук по ВАК 25.00.17. - Москва, 2002. - 106 с.
Claims (1)
- Способ стимулирования добычи высоковязкой или остаточной нефти на завершающих этапах освоения месторождения, в том числе с высокой степенью обводненности продукции пластов, включающий дозированную подачу низкокипящего парафинового углеводородного растворителя С5-С9 в составе парогазовой смеси с углеводородным газом пропаном в количестве 5-40% об. указанного растворителя от имеющегося остаточного запаса нефти в радиусе зоны влияния нагнетающей скважины, обеспечивающего при отстаивании системы в течение 48 часов флокуляцию и осаждение высокополярной части асфальтено-смолистых компонентов в количестве не более 10% масс. от общего количества асфальтенов нефти и их адсорбцию на поверхности зерен породы в толще пласта-коллектора, и указанное выдерживание в течение не менее 48 часов.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017143090A RU2693208C2 (ru) | 2017-12-08 | 2017-12-08 | Способ стимулирования добычи высоковязкой или остаточной нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017143090A RU2693208C2 (ru) | 2017-12-08 | 2017-12-08 | Способ стимулирования добычи высоковязкой или остаточной нефти |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017143090A RU2017143090A (ru) | 2019-06-10 |
| RU2017143090A3 RU2017143090A3 (ru) | 2019-06-10 |
| RU2693208C2 true RU2693208C2 (ru) | 2019-07-01 |
Family
ID=66793011
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017143090A RU2693208C2 (ru) | 2017-12-08 | 2017-12-08 | Способ стимулирования добычи высоковязкой или остаточной нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2693208C2 (ru) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4109720A (en) * | 1973-10-15 | 1978-08-29 | Texaco Inc. | Combination solvent-noncondensible gas injection method for recovering petroleum from viscous petroleum-containing formations including tar sand deposits |
| US4373585A (en) * | 1981-07-21 | 1983-02-15 | Mobil Oil Corporation | Method of solvent flooding to recover viscous oils |
| US5167280A (en) * | 1990-06-24 | 1992-12-01 | Mobil Oil Corporation | Single horizontal well process for solvent/solute stimulation |
| RU2109132C1 (ru) * | 1996-06-27 | 1998-04-20 | Закрытое акционерное общество "Тюмень-Технология" | Способ увеличения нефтеотдачи пластов |
| US6026901A (en) * | 1998-06-01 | 2000-02-22 | Atlantic Richfield Company | Method and system for separating and injecting gas in a wellbore |
| US6662872B2 (en) * | 2000-11-10 | 2003-12-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combined steam and vapor extraction process (SAVEX) for in situ bitumen and heavy oil production |
| RU2473792C2 (ru) * | 2007-07-19 | 2013-01-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ добычи нефти и/или газа (варианты) |
| RU2475636C1 (ru) * | 2011-09-27 | 2013-02-20 | Учреждение Российской академии наук Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова Казанского научного центра РАН | Способ извлечения высоковязких нефтей и природных битумов из залежи |
-
2017
- 2017-12-08 RU RU2017143090A patent/RU2693208C2/ru active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4109720A (en) * | 1973-10-15 | 1978-08-29 | Texaco Inc. | Combination solvent-noncondensible gas injection method for recovering petroleum from viscous petroleum-containing formations including tar sand deposits |
| US4373585A (en) * | 1981-07-21 | 1983-02-15 | Mobil Oil Corporation | Method of solvent flooding to recover viscous oils |
| US5167280A (en) * | 1990-06-24 | 1992-12-01 | Mobil Oil Corporation | Single horizontal well process for solvent/solute stimulation |
| RU2109132C1 (ru) * | 1996-06-27 | 1998-04-20 | Закрытое акционерное общество "Тюмень-Технология" | Способ увеличения нефтеотдачи пластов |
| US6026901A (en) * | 1998-06-01 | 2000-02-22 | Atlantic Richfield Company | Method and system for separating and injecting gas in a wellbore |
| US6662872B2 (en) * | 2000-11-10 | 2003-12-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combined steam and vapor extraction process (SAVEX) for in situ bitumen and heavy oil production |
| RU2473792C2 (ru) * | 2007-07-19 | 2013-01-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ добычи нефти и/или газа (варианты) |
| RU2475636C1 (ru) * | 2011-09-27 | 2013-02-20 | Учреждение Российской академии наук Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова Казанского научного центра РАН | Способ извлечения высоковязких нефтей и природных битумов из залежи |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2017143090A (ru) | 2019-06-10 |
| RU2017143090A3 (ru) | 2019-06-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9739125B2 (en) | Method for upgrading in situ heavy oil | |
| RU2652774C2 (ru) | Система и способ извлечения нефти | |
| US3954141A (en) | Multiple solvent heavy oil recovery method | |
| US20140360727A1 (en) | Remediation of asphaltene-induced plugging of an oil-bearing formation | |
| CA2693640C (en) | Solvent separation in a solvent-dominated recovery process | |
| US20140000886A1 (en) | Petroleum recovery process and system | |
| RU2652049C1 (ru) | Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину | |
| US9404344B2 (en) | Remediation of asphaltene-induced plugging of wellbores and production lines | |
| Islam | Role of asphaltenes on oil recovery and mathematical modeling of asphaltene properties | |
| WO2014004485A1 (en) | Petroleum recovery process and system | |
| RU2475636C1 (ru) | Способ извлечения высоковязких нефтей и природных битумов из залежи | |
| RU2693208C2 (ru) | Способ стимулирования добычи высоковязкой или остаточной нефти | |
| EA032749B1 (ru) | Способ извлечения нефти | |
| EA028262B1 (ru) | Способ и система извлечения нефти | |
| WO2016081336A1 (en) | Oil recovery process | |
| US3465823A (en) | Recovery of oil by means of enriched gas injection | |
| Gates et al. | Solvent stimulation of viscous crude-oil production | |
| US10975291B2 (en) | Method of selection of asphaltene precipitant additives and process for subsurface upgrading therewith | |
| WO2020214789A1 (en) | Methods for the recovery of heavy hydrocarbons | |
| WO2015095479A1 (en) | Oil recovery process, system, and composition | |
| Mathews | INVESTIGATION OF ENVIRONMENTALLY FRIENDLY SOLVENTS FOR THE RECOVERY OF HEAVY OIL AND BITUMEN | |
| Holmes et al. | Making successful permeability measurements with asphaltic crude oils | |
| Pasquarelli et al. | The role of acidic, high molecular weight crude components in enhanced oil recovery | |
| Lechtenberg | Solvent stimulation tests in two California oilfields | |
| Muhamad Shuhili | OPTIMIZATION STUDY OF FOAM ASSISTED WATER ALTERNATING GAS (FAWAG) IN PRESENCE OF ASPHALTENE IN LIGHT OIL |