RU2703059C2 - Внутрипластовая многостадийная паровая экстракция битума - Google Patents
Внутрипластовая многостадийная паровая экстракция битума Download PDFInfo
- Publication number
- RU2703059C2 RU2703059C2 RU2016141265A RU2016141265A RU2703059C2 RU 2703059 C2 RU2703059 C2 RU 2703059C2 RU 2016141265 A RU2016141265 A RU 2016141265A RU 2016141265 A RU2016141265 A RU 2016141265A RU 2703059 C2 RU2703059 C2 RU 2703059C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- steam
- well
- production
- bitumen
- Prior art date
Links
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 76
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 title claims abstract description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 171
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 88
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 73
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 60
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 50
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 48
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 48
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 39
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 25
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims abstract description 22
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 13
- GZMAAYIALGURDQ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-hexoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCCCOCCOCCO GZMAAYIALGURDQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- UPGSWASWQBLSKZ-UHFFFAOYSA-N 2-hexoxyethanol Chemical compound CCCCCCOCCO UPGSWASWQBLSKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- RGICCULPCWNRAB-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-hexoxyethoxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CCCCCCOCCOCCOCCO RGICCULPCWNRAB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- NLCGVHSNDMSJIL-UHFFFAOYSA-N C(CCCCC)OC(C)OCCN Chemical compound C(CCCCC)OC(C)OCCN NLCGVHSNDMSJIL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 28
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims description 10
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 238000009472 formulation Methods 0.000 claims description 4
- OHJYHAOODFPJOD-UHFFFAOYSA-N 2-(2-ethylhexoxy)ethanol Chemical compound CCCCC(CC)COCCO OHJYHAOODFPJOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- QZTXZQIFZTVMHI-UHFFFAOYSA-N C(CC)C(COCCOCCOCCO)CCCCC Chemical compound C(CC)C(COCCOCCOCCO)CCCCC QZTXZQIFZTVMHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- OADIZUFHUPTFAG-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-ethylhexoxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CCCCC(CC)COCCOCCO OADIZUFHUPTFAG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- AHHYPINQOFFJGF-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-propylheptoxy)ethoxy]ethanol Chemical compound C(CC)C(COCCOCCO)CCCCC AHHYPINQOFFJGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 abstract description 13
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 12
- YHCCCMIWRBJYHG-UHFFFAOYSA-N 3-(2-ethylhexoxymethyl)heptane Chemical compound CCCCC(CC)COCC(CC)CCCC YHCCCMIWRBJYHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- IIBWEWUPWKQJAW-UHFFFAOYSA-N 4-(2-propylheptoxymethyl)nonane Chemical compound CCCCCC(CCC)COCC(CCC)CCCCC IIBWEWUPWKQJAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 3
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 26
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 13
- -1 glycol ethers Chemical class 0.000 description 13
- 230000008569 process Effects 0.000 description 13
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 12
- 238000010794 Cyclic Steam Stimulation Methods 0.000 description 11
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 10
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 9
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 8
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 7
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 7
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 7
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical group N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- YEYKMVJDLWJFOA-UHFFFAOYSA-N 2-propoxyethanol Chemical compound CCCOCCO YEYKMVJDLWJFOA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N Dimethylamine Chemical compound CNC ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- HIXDQWDOVZUNNA-UHFFFAOYSA-N 2-(3,4-dimethoxyphenyl)-5-hydroxy-7-methoxychromen-4-one Chemical group C=1C(OC)=CC(O)=C(C(C=2)=O)C=1OC=2C1=CC=C(OC)C(OC)=C1 HIXDQWDOVZUNNA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 3
- ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-N Triethylamine Chemical compound CCN(CC)CC ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZUQAPLKKNAQJAU-UHFFFAOYSA-N acetylenediol Chemical group OC#CO ZUQAPLKKNAQJAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 3
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 3
- RHUYHJGZWVXEHW-UHFFFAOYSA-N 1,1-Dimethyhydrazine Chemical compound CN(C)N RHUYHJGZWVXEHW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QADXVXGIHZYVQI-UHFFFAOYSA-N 1-(1-methoxypropan-2-yloxy)propan-2-amine Chemical compound COCC(C)OCC(C)N QADXVXGIHZYVQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QWCGXANSAOXRFE-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxyethoxy)ethanamine Chemical compound COCCOCCN QWCGXANSAOXRFE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KDSNLYIMUZNERS-UHFFFAOYSA-N 2-methylpropanamine Chemical compound CC(C)CN KDSNLYIMUZNERS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N Ethylamine Chemical compound CCN QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N Hydrazine Chemical compound NN OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N Methylamine Chemical compound NC BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N Morpholine Chemical compound C1COCCN1 YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-N Piperidine Chemical compound C1CCNCC1 NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KAESVJOAVNADME-UHFFFAOYSA-N Pyrrole Chemical compound C=1C=CNC=1 KAESVJOAVNADME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 125000005233 alkylalcohol group Chemical group 0.000 description 2
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 2
- 150000001414 amino alcohols Chemical group 0.000 description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 2
- PAFZNILMFXTMIY-UHFFFAOYSA-N cyclohexylamine Chemical compound NC1CCCCC1 PAFZNILMFXTMIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N diethylamine Chemical compound CCNCC HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N dodecane Chemical compound CCCCCCCCCCCC SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BKIMMITUMNQMOS-UHFFFAOYSA-N nonane Chemical compound CCCCCCCCC BKIMMITUMNQMOS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000003138 primary alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 150000003141 primary amines Chemical group 0.000 description 2
- WGYKZJWCGVVSQN-UHFFFAOYSA-N propylamine Chemical compound CCCN WGYKZJWCGVVSQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 150000003333 secondary alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 239000011275 tar sand Substances 0.000 description 2
- 150000003509 tertiary alcohols Chemical class 0.000 description 2
- BGHCVCJVXZWKCC-UHFFFAOYSA-N tetradecane Chemical compound CCCCCCCCCCCCCC BGHCVCJVXZWKCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- IIYFAKIEWZDVMP-UHFFFAOYSA-N tridecane Chemical compound CCCCCCCCCCCCC IIYFAKIEWZDVMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GETQZCLCWQTVFV-UHFFFAOYSA-N trimethylamine Chemical compound CN(C)C GETQZCLCWQTVFV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RSJKGSCJYJTIGS-UHFFFAOYSA-N undecane Chemical compound CCCCCCCCCCC RSJKGSCJYJTIGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 2
- 125000004169 (C1-C6) alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- HMNLPXRLZAGVNO-UHFFFAOYSA-N 1-(1-butoxypropan-2-yloxy)propan-2-amine Chemical compound CCCCOCC(C)OCC(C)N HMNLPXRLZAGVNO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AOLVBJWDGIIUKB-UHFFFAOYSA-N 1-(1-propoxypropan-2-yloxy)propan-2-amine Chemical compound CCCOCC(C)OCC(C)N AOLVBJWDGIIUKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WEZPLQKRXDBPEP-UHFFFAOYSA-N 1-(1-propoxypropan-2-yloxy)propan-2-ol Chemical compound CCCOCC(C)OCC(C)O WEZPLQKRXDBPEP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YMUUUOPEIQLDCQ-UHFFFAOYSA-N 1-[1-(1-butoxypropan-2-yloxy)propan-2-yloxy]propan-2-amine Chemical compound CCCCOCC(C)OCC(C)OCC(C)N YMUUUOPEIQLDCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RGEFFMAGZVTSCA-UHFFFAOYSA-N 1-[1-(1-propoxypropan-2-yloxy)propan-2-yloxy]propan-2-amine Chemical compound CCCOCC(C)OCC(C)OCC(C)N RGEFFMAGZVTSCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MFVADXSCIMPPEU-UHFFFAOYSA-N 1-butoxypropan-2-amine Chemical compound CCCCOCC(C)N MFVADXSCIMPPEU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NXMXETCTWNXSFG-UHFFFAOYSA-N 1-methoxypropan-2-amine Chemical compound COCC(C)N NXMXETCTWNXSFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XJAWOTBZMRYRLM-UHFFFAOYSA-N 1-propoxypropan-2-amine Chemical compound CCCOCC(C)N XJAWOTBZMRYRLM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LVFVRCPHJZOLAT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanamine Chemical compound CCCCOCCOCCN LVFVRCPHJZOLAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WMDZKDKPYCNCDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxypropoxy)propan-1-ol Chemical compound CCCCOC(C)COC(C)CO WMDZKDKPYCNCDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CUDYYMUUJHLCGZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxypropoxy)propan-1-ol Chemical compound COC(C)COC(C)CO CUDYYMUUJHLCGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DJCYDDALXPHSHR-UHFFFAOYSA-N 2-(2-propoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCOCCOCCO DJCYDDALXPHSHR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-butoxyethoxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCOCCO COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BFBKUYFMLNOLOQ-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanamine Chemical compound CCCCOCCN BFBKUYFMLNOLOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 2-ethoxyethanol Chemical compound CCOCCO ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAXDZWQIWUSWJH-UHFFFAOYSA-N 3-methoxypropan-1-amine Chemical compound COCCCN FAXDZWQIWUSWJH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920001174 Diethylhydroxylamine Polymers 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010797 Vapor Assisted Petroleum Extraction Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- JKOSHCYVZPCHSJ-UHFFFAOYSA-N benzene;toluene Chemical compound C1=CC=CC=C1.C1=CC=CC=C1.CC1=CC=CC=C1 JKOSHCYVZPCHSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001555 benzenes Chemical class 0.000 description 1
- HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N butan-1-amine Chemical compound CCCCN HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- DIOQZVSQGTUSAI-NJFSPNSNSA-N decane Chemical compound CCCCCCCCC[14CH3] DIOQZVSQGTUSAI-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 229940028356 diethylene glycol monobutyl ether Drugs 0.000 description 1
- XXJWXESWEXIICW-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol monoethyl ether Chemical compound CCOCCOCCO XXJWXESWEXIICW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FVCOIAYSJZGECG-UHFFFAOYSA-N diethylhydroxylamine Chemical compound CCN(O)CC FVCOIAYSJZGECG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N dipropylene glycol Chemical compound OCCCOCCCO SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229940083124 ganglion-blocking antiadrenergic secondary and tertiary amines Drugs 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- VUVZASHBYYMLRC-UHFFFAOYSA-N heptane-2,3-diol Chemical compound CCCCC(O)C(C)O VUVZASHBYYMLRC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- JJWLVOIRVHMVIS-UHFFFAOYSA-N isopropylamine Chemical compound CC(C)N JJWLVOIRVHMVIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- HDZGCSFEDULWCS-UHFFFAOYSA-N monomethylhydrazine Chemical compound CNN HDZGCSFEDULWCS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N n-butylhexane Natural products CCCCCCCCCC DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N oxolane-2,4-dione Chemical compound O=C1COC(=O)C1 JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HNJBEVLQSNELDL-UHFFFAOYSA-N pyrrolidin-2-one Chemical compound O=C1CCCN1 HNJBEVLQSNELDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical group 0.000 description 1
- 125000000547 substituted alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 150000003512 tertiary amines Chemical group 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
- E21B43/2408—SAGD in combination with other methods
-
- 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
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Working-Up Tar And Pitch (AREA)
Abstract
Изобретение относится к добыче нефтепродуктов из тяжелых нефтяных или битумных пластов подземных месторождений. Технический результат - экономически обоснованное повышение нефтеотдачи, увеличение степени извлечения битума и/или тяжелой нефти. Способ внутрипластовой добычи нефтепродуктов из подземных тяжелых нефтяных или битумных пластов включает: (i) бурение одной или нескольких скважин в пределах богатой нефтью зоны тяжелого нефтяного или битумного пласта; (ii) нагнетание первой паровой композиции в скважину; (iii) добычу нефтепродуктов из скважины; (iv) нагнетание в скважину второй паровой композиции, которая отличается от первой паровой композиции; (v) добычу дополнительных нефтепродуктов из скважины; (vi) необязательный повтор одного или нескольких циклов нагнетания/добычи (стадии (iv) и (v)), если это желательно, с использованием третьей, четвертой, пятой и последующих паровых композиций; (vii) принятие решения по прекращению добычи нефтепродуктов; (viii) прекращение добычи нефтепродуктов. Каждая паровая композиция содержит пар и одно или несколько повышающих нефтеотдачу веществ в количестве, составляющем от 0,01 до 10 мас.% по отношению к суммарной массе пара и повышающих нефтеотдачу веществ. Повышающие нефтеотдачу вещества выбраны из группы: простой моногексиловый эфир моноэтиленгликоля, простой моногексиловый эфир диэтиленгликоля, простой моногексиловый эфир триэтиленгликоля, простой 2-этилгексиловый эфир моноэтиленгликоля, простой 2-этилгексиловый эфир диэтиленгликоля, простой 2-этилгексиловый эфир триэтиленгликоля, простой 2-пропилгептиловый эфир моноэтиленгликоля, простой 2-пропилгептиловый эфир диэтиленгликоля, простой 2-пропилгептиловый эфир триэтиленгликоля или 2-(2-гексокси-2-этокси)-1-аминоэтан. 5 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл., 5 пр.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение предлагает способ внутрипластовой многостадийной паровой экстракции для добычи нефтепродуктов из тяжелых нефтяных или битумных пластов подземных месторождений.
Уровень техники, к которой относится изобретение
Добыча битума из нефтеносных песков представляет собой сложную задачу, для решения которой требуются получение доступа к подземному битуму, извлечение битума из подземного песка, а затем доставка битума из подземного месторождения на поверхность земли. Предлагаются многочисленные способы добычи битума из нефтеносных песков. Во вводном разделе публикации патентной заявки США № 2008/0139418 представлен обзор множества способов добычи, включая такие способы, как открытая добыча, технология холодного потока, циклическая паровая стимуляции (CSS), паровой гравитационный дренаж (SAGD) и паровая экстракция (VAPEX).
Способы CSS и SAGD представляют собой «горячие» процессы (то есть термические процессы), в которых используется горячий пар для уменьшения вязкости подземного битума. В этих процессах пар нагнетается через первую скважину в подземные нефтеносные пески. Пар проникает сквозь пески и снижает вязкость битума посредством нагревания нефтеносных песков, которое упрощает течение битума через пески в первую скважину (CSS) или во вторую скважину (SAGD), из которой осуществляется добыча битума. При использовании способа CSS пар нагнетается в скважину при температурах от 250°C до 400°C. Скважина затем выдерживается в течение периода, составляющего нескольких суток или недель, в течение которых пар нагревает битум в подземной среде, которая окружает скважину, и это заставляет битум стекать в скважину, и после этого горячая нефть, смешанная с конденсированным паром, выкачивается из скважины в течение нескольких недель или месяцев. Затем процесс повторяется. В способе SAGD осуществляется бурение двух горизонтальных скважин, которые располагаются одна под другой (и, как правило, их разделяет расстояние, составляющее приблизительно пять метров). Пар нагнетается в верхнюю скважину, нагревая битум в окружающей подземной среде, и в результате этого снижается вязкость битума, заставляя его перетекать в нижнюю скважину. Получаемая в результате смесь битума и конденсированного пара после этого выкачивается на поверхность из нижней скважины. Согласно публикации патентной заявки США № 2008/0139418, добыча битума из пласта нефтеносных песков способом CSS, как правило, составляет лишь приблизительно от 20 до 25 процентов (%), в то время как добыча способами SAGD, согласно сообщениям, составляет вплоть до приблизительно 60% битума, который присутствует в пласте нефтеносных песков.
Также известен модифицированный вариант способа SAGD. Патент США № 6230814 описывает способ, который стал известным как способ паровой гравитационный дренаж с расширяющимся растворителем (ES-SAGD). Для способа ES-SAGD требуется объединение углеводородов с паром в процессе типа SAGD, таким образом, что углеводороды могут солюбилизировать битум в подземных нефтеносных песках в целях дополнительного уменьшения вязкости битума, что упрощает сток битума во вторую скважину для ее переноса на поверхность земли. В этом патенте в качестве подходящих добавок описываются углеводороды, содержащие от 1 до 25 атомов углерода.
Проблемы термических способов представляют собой низкая степень добычи, составляющая от 40 до 60 процентов присутствующей нефти, а также высокие расходы энергии и воды. Один подход, посредством которого улучшаются эксплуатационные характеристики скважины (повышается дебит нефти, увеличивается степень добычи, или снижается расход пара), представляет собой введение химического реагента в нагнетаемый паровой поток. Была продемонстрирована потенциальная полезность введения химических реагентов нескольких различных типов, включая простые эфиры гликолей, амины и поверхностно-активные вещества; см. патенты США № 3396792 и № 3454095; патентные заявки США № 2009/0078414 и № 2009/0218099; а также предварительные патентные заявки США № 61/806067 и № 61/739279. Однако непрерывное введение таких добавок в пар является дорогостоящим и непрактичным.
Было бы желательным создание парового способа повышения нефтеотдачи, который увеличивает степень извлечения битума и/или тяжелой нефти и в то же время является экономически обоснованным.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение предлагает внутрипластовый способ добычи битума, называемый термином «многостадийная паровая экстракция» (SSE), в котором используются паровые композиции, и который представляет собой экономичное решение проблемы повышения процентной степени извлечения тяжелой нефти и/или битума по сравнению с современными способами CSS, SAGD и/или ES-SAGD.
Согласно одному варианту осуществления, настоящее изобретение представляет собой способ внутрипластовой добычи нефтепродуктов из подземных тяжелых нефтяных или битумных пластов, включающий следующие стадии: (i) бурение одной или нескольких скважин в пределах богатой нефтью зоны тяжелого нефтяного или битумного пласта; (ii) нагнетание первой паровой композиции в скважину; (iii) добыча нефтепродуктов из скважины; (iv) нагнетание в скважину второй паровой композиции, которая отличается от первой паровой композиции; (v) добыча дополнительных нефтепродуктов из скважины; (vi) необязательный повтор одного или нескольких циклов нагнетания/добычи (стадии (iv) и (v)), если это желательно, с использованием третьей, четвертой, пятой и последующих паровых композиций; (vii) определение прекращения добычи нефтепродуктов; и (viii) прекращение добычи нефтепродуктов, причем предпочтительный нефтепродукт представляет собой битум, добываемый из подземных битумных пластов.
Согласно одному варианту осуществления, настоящее изобретение представляет собой способ, описанный выше в данном документе, в котором нагнетательная скважина и эксплуатационная скважина представляют собой одну и ту же скважину.
Согласно одному варианту осуществления, настоящее изобретение представляет собой способ, описанный выше в данном документе, в котором осуществляется бурение двух или более скважин, включающий следующие стадии: (i)(a) бурение одной или нескольких нагнетательных скважин в пределах богатой нефтью зоны тяжелого нефтяного или битумного пласта; (i)(b) бурение одной или нескольких эксплуатационных скважин, расположенных в пределах богатой нефтью зоны тяжелого нефтяного или битумного пласта; (ii)(a) нагнетание первой паровой композиции в нагнетательную скважину; (iii)(b) добыча нефтепродуктов из эксплуатационной скважины; (iv)(a) нагнетание в нагнетательную скважину второй паровой композиции, которая отличается от первой паровой композиции; (v)(b) добыча дополнительных нефтепродуктов из эксплуатационной скважины; (vi) необязательный повтор одного или нескольких циклов нагнетания/добычи (стадии (iv)(a) и (v)(b)), если это желательно, с использованием третьей, четвертой, пятой и последующих паровых композиций; (vii) определение прекращения добычи нефтепродуктов; и (viii) прекращение добычи нефтепродуктов, причем предпочтительно осуществляется горизонтальное бурение одной или нескольких нагнетательных скважин до глубины, расположенной в пределах богатой нефтью зоны, а также осуществляется горизонтальное бурение одной или нескольких эксплуатационных скважин до глубины, ниже чем и по существу параллельно нагнетательным скважинам, расположенным в пределах богатой нефтью зоны.
Согласно одному варианту осуществления, настоящее изобретение представляет собой способ, описанный выше в данном документе, в котором, по меньшей мере, одна паровая композиция состоит, в основном, из пара.
Согласно одному варианту осуществления, настоящее изобретение представляет собой способ, описанный выше в данном документе, в котором, по меньшей мере, одна паровая композиция содержит пар и одно или несколько повышающих нефтеотдачу веществ в количестве, составляющем от 0,01 до 10 мас.% по отношению к суммарной массе пара и повышающих нефтеотдачу веществ; в качестве альтернативы, каждая паровая композиция содержит пар и одно или несколько повышающих нефтеотдачу веществ в количестве, составляющем от 0,01 до 10 мас.% по отношению к суммарной массе пара и повышающих нефтеотдачу веществ, причем в качестве повышающих нефтеотдачу веществ предпочтительно присутствуют алкан; бензол; толуол; дизельное топливо; углеводород C1-C25; первичный спирт C4-C10; вторичный спирт C4-C10; третичный спирт C4-C10; алкоксилат алкилового спирта; этоксилат алкилфенола; третичный ацетилендиол; аминоспирт; аммиак; первичный амин; вторичный амин; третичный амин; гликоль; простой эфирамин гликоля; простой эфир алкиленгликоля; анионное поверхностно-активное вещество; альфа-олефинсульфонат; алкоксилат жирной кислоты; или их смеси; повышающее нефтеотдачу вещество предпочтительнее представляет собой простой моногексиловый эфир моноэтиленгликоля, простой моногексиловый эфир диэтиленгликоля, простой моногексиловый эфир триэтиленгликоля, простой 2-этилгексиловый эфир моноэтиленгликоля, простой 2-этилгексиловый эфир диэтиленгликоля, простой 2-этилгексиловый эфир триэтиленгликоля, простой 2-пропилгептиловый эфир моноэтиленгликоля, простой 2-пропилгептиловый эфир диэтиленгликоля, простой 2-пропилгептиловый эфир триэтиленгликоля, 2-(2-гексокси-2-этокси)-1-аминоэтан.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет технологическую схему, иллюстрирующую способ многостадийной паровой экстракции нефтепродуктов согласно одному варианту осуществления настоящему изобретению.
Фиг. 2 представляет технологическую схему, иллюстрирующую способ многостадийной паровой экстракции нефтепродуктов согласно еще одному варианту осуществления настоящему изобретению.
Фиг. 3 представляет иллюстрацию испытательного устройство, используемого для определения эффективности экстракции битума в экспериментах 1-3.
Подробное описание изобретения
В способе согласно настоящему изобретению требуется нагнетание паровой композиции через скважину в подземное месторождение, содержащее тяжелый нефтяной или битумный пласт. Подземное месторождение желательно располагается внутри или вблизи пласта нефтеносного песка. Нефтеносный песок также известен как гудронный песок или битуминозный песок. Нефтеносный песок представляет собой рыхлый песок или частично отвержденный песчаник, который составляют смеси песка, глины и воды, включающие битум. Канада, Казахстан и Россия располагают огромными месторождениями нефтеносных песков. Когда способ согласно настоящему изобретению применяется к нефтеносным пескам, осуществляется экстракция битума, который отделяется от других компонентов нефтеносных песков в подземном месторождении посредством многостадийного нагнетания паровых композиций в подземное месторождение в целях увеличения текучести битума по отношению к чистому пару, и в результате этого битум получает возможность быстрее вытекать из компонентов нефтеносного песка и, в конечном счете, перекачиваться на поверхность земли. Способ согласно настоящему изобретению, прежде всего, предотвращает необходимость подземной добычи нефтеносного песка в целях экстракции битума из добытого нефтеносного песка, что требуется в способе открытой добычи. Вместо этого настоящее изобретение предлагает экстрагировать битум из нефтеносного песка внутри пластов, то есть непосредственно внутри подземного месторождения нефтеносного песка.
Паровая композиция согласно настоящему изобретению содержит пар и/или пар и повышающее нефтеотдачу вещество. Паровые композиции желательно нагнетаются при достаточных уровнях температуры и давления, чтобы получилась паровая композиция, у которой температура составляет 150°C или более, предпочтительно 180°C или более, и, в то же самое время, эта температура составляет желательно 300°C или менее и предпочтительно 260°C или менее.
Пар в паровой композиции может представлять собой перегретый пар, насыщенный пар, пар, у которого качество составляет менее чем 100 процентов, или любое их сочетание. «Перегретый пар» представляет собой пар, который существует при температуре, превышающей температуру равновесия водяного пара и жидкой воды. «Насыщенный пар» является синонимом по отношению к пару, у которого качество составляет 100 процентов. Качество пара представляет собой характеристику количества жидкой водной фазы, которая присутствует в паре. Пар, у которого качество составляет 100 процентов, имеет нулевое процентное содержание присутствующей в нем жидкой водной фазы. «Пар, у которого качество составляет менее чем 100 процентов» содержит некоторое количество присутствующей в нем жидкой водной фазы. Паровая композиция, представляющая собой пар, у которого качество составляет менее чем 100 процентов, может включать композицию, которая образуется в результате объединения потока пара и потока жидкой водной фазы друг с другом.
В технике известны повышающие нефтеотдачу вещества; см., например, патенты США №№ 3396792, 3454095, 3782472, 3902557, 5110487, 6225263, 6230814 и 7938183; публикации патентных заявок США №№ 2009/0078414, 2009/0218099 и 2013/0081808; а также предварительные патентные заявки США № 61/806067 и № 61/739279, причем все эти документы во всей своей полноте включаются в настоящий документ посредством ссылки. Обычный класс соединений, пригодных для использования в качестве повышающих нефтеотдачу веществ, представляют собой поверхностно-активные вещества. Однако для использования в способе согласно настоящему изобретению является подходящим любое повышающее нефтеотдачу вещество, которое улучшает добычу нефтепродуктов, включая, например, без ограничения, алканы; бензолы; толуолы; дизельное топливо; углеводороды C1-C25; первичные, вторичные и третичные спирты C4-C10; алкоксилаты алкиловых спиртов, такие как этоксилаты спиртов, пропоксилаты спиртов, пропоксилато-этоксилаты спиртов и этоксилаты алкилфенолов; третичные ацетилендиолы, включая этоксилаты третичных ацетилендиолов; аминоспирты, включая моноэтаноламин (MEA), диэтаноламин (DEA) или триэтаноламин (TEA); аммиак; амины, включая первичные, вторичные и третичные амины; гликоли, такие как этиленгликоль и пропиленгликоль, а также соответствующие производные; простые эфиры амингликолей; простые эфиры алкиленгликолей, анионные поверхностно-активные вещества, такие как алкиларилбензол; альфа-олефинсульфонаты; алкоксилаты жирных кислот; а также их смеси. Предпочтительные повышающие нефтеотдачу вещества представляют собой простой моногексиловый эфир моноэтиленгликоля, простой моногексиловый эфир диэтиленгликоля, простой моногексиловый эфир триэтиленгликоля, простой 2-этилгексиловый эфир моноэтиленгликоля, простой 2-этилгексиловый эфир диэтиленгликоля, простой 2-этилгексиловый эфир триэтиленгликоля, простой 2-пропилгептиловый эфир моноэтиленгликоля, простой 2-пропилгептиловый эфир диэтиленгликоля, простой 2-пропилгептиловый эфир триэтиленгликоля, 2-(2-гексокси-2-этокси)-1-аминоэтан.
Углеводороды, которые являются подходящими в качестве повышающих нефтеотдачу веществ, представляют собой, без ограничения, углеводороды C1-C25, а также их сочетания. Примеры подходящих углеводородов C1-C25 представляют собой, без ограничения, метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан, гептан, октан, нонан, декан, ундекан, додекан, тридекан, тетрадекан, растворитель, керосин, лигроин, а также их сочетания.
Следующие подходящие повышающие нефтеотдачу вещества представляют собой аммиак или один или несколько аминов. Подходящие амины включают любой амин, у которого температура кипения при атмосферном давлении составляет не более чем 135°C, и значение pKa составляет, по меньшей мере, 5,0. Согласно еще одному варианту осуществления, амин представляет собой любой амин, у которого температура кипения при атмосферном давлении составляет не более чем 145°C и значение pKa составляет, по меньшей мере, 4,95.
Примерные амины представляют собой, не ограничиваясь этим, метиламин, диметиламин, триметиламин, диэтиламин, этиламин, изопропиламин, н-пропиламин, диэтиламин, 1,1-диметил гидразин, изобутиламин, н-бутиламин, пирролидон, триэтиламин, метилгидразин, пиперидин, дипропиламин, гидразин, пиридин, этилендиамин, 3-метоксипропиламин, N,N-диэтилгидроксиламин, морфолин, пиррол и циклогексиламин. согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения, могут оказываться желательными амины, которые одновременно имеют низкую температуру кипения и сравнительно высокое значение pKa, такие как диметиламин (температуру кипения: -1,7°C; pKa=10,68).
Еще одно подходящее повышающее нефтеотдачу вещество представляет собой простой эфирамин гликоля. Такие простые эфирамины гликолей описывает следующая структура:
R-(OC2H4)x-NH2
или
R-(OCH2CH(CH3))y- NH2
где в качестве R присутствует C1-C6-алкильная группа или фенильная группа, и каждое из чисел x и y независимо составляет от 1 до 3. Примерные предпочтительные простые эфирамины гликолей представляют собой предпочтительно 2-бутокси-1-аминоэтан; 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан; 2-(2-бутоксиэтокси)-1-аминоэтан; 1-метокси-2-аминопропан; 1-propoxy-2-аминопропан; 1-бутокси-2-аминопропан; 1-(2-метокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-(2-propoxy-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-(2-бутокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-[2-(2-propoxy-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан; или 1-[2-(2-бутокси-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан, предпочтительнее 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан или 1-(2-метокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан.
Еще одно подходящее повышающее нефтеотдачу вещество представляет собой простой эфир алкиленгликоля. Простой эфир алкиленгликоля желательно является летучим в условиях температуры, давления и состава паровой композиции, которая нагнетается в скважину, как описано выше. Предпочтительно простой эфир алкиленгликоля образует азеотропную смесь с водой в целях оптимизации эффективности диспергирования и переноса в паровой фазе.
Подходящие простые эфиры алкиленгликолей характеризует следующая химическая формула:
H(OR1)nOR2
причем в настоящем документе:
R1 представляет собой алкиленовое звено или просто алкилен,
OR1 представляет собой звено алкиленгликоля,
R2 представляет собой алкил или арил, и OR2 представляет собой простоэфирный алкильный компонент или простоэфирный арильный компонент. R2 может представлять собой чистый алкил или чистый арил, или он может представлять собой замещенный алкил или арил, содержащий элементы, которые не представляют собой углерод или водород. Термин «чистый» в настоящем описании означает «состоящий только из атомов углерода и водорода». Как правило, R2 состоит из атомов углерода и водорода, и число n составляет один или более, и хотя в наиболее широком смысле отсутствует известный верхний предел числа n, оказывается желательным, что n составляет 10 или менее, предпочтительно 8 или менее, предпочтительнее 6 или менее, еще предпочтительнее 4 или менее, и может составлять 3 или менее, даже 2 или менее, и n может равняться единице.
Конкретные примеры подходящих простых эфиров алкиленгликолей представляют собой любое одно из следующих соединений или любое сочетание более чем одного из следующих соединений: н-бутиловый простой эфир пропиленгликоля (например, так называемый простой эфир гликоля DOWANOL™ PnB, DOWANOL представляет собой товарный знак компании The Dow Chemical Company), метиловый простой эфир дипропиленгликоля (такой как простой эфир гликоля DOWANOL DPM), н-пропиловый простой эфир дипропиленгликоля (такой как простой эфир гликоля DOWANOL DPnP), н-пропиловый простой эфир пропиленгликоля (такой как простой эфир гликоля DOWANOL PnP), н-бутиловый простой эфир дипропиленгликоля (такой как простой эфир гликоля DOWANOL DPnB), моногексиловый простой эфир этиленгликоля (например, растворитель гексилцеллозольв (CELLOSOLVE™ представляет собой товарный знак компании The Dow Chemical Company), моно-н-пропиловый простой эфир этиленгликоля (такой как растворитель пропилцеллозольв), моногексиловый простой эфир диэтиленгликоля, моно-н-пропиловый простой эфир этиленгликоля (такой как растворитель пропилцеллозольв), моногексиловый простой эфир диэтиленгликоля (такой как растворитель гексилкарбитол (CARBITOL™ представляет собой товарный знак компании The Dow Chemical Company), монобутиловый простой эфир диэтиленгликоля (такой как растворитель бутилкарбитол) и монобутиловый простой эфир триэтиленгликоля.
При использовании в настоящем документе термин «паровая композиция» означает пар (т. е. испарившуюся воду, в которой отсутствуют преднамеренно добавленные соединения, что также означает содержание практически чистого пара), а также пар, в котором присутствуют один или несколько преднамеренно добавленных соединений, таких как одно или несколько повышающих нефтеотдачу веществ. Если повышающее нефтеотдачу вещество используется в паровой композиции согласно настоящему изобретению, то количество повышающего нефтеотдачу вещества, содержание которого требуется в паровой композиции для достижения улучшения экстракции тяжелой нефти и/или битума по сравнению с использованием чистого пара может оказаться неожиданно низким. Паровая композиция может содержать небольшое количество, составляющее лишь 0,01 массового процента (мас.%) повышающего нефтеотдачу вещества, и все же демонстрировать улучшение экстракции битума по сравнению с использованием чистого пара в таком же процессе. Как правило, паровая композиция содержит 0,05 мас.% или более, более конкретно, 0,1 мас.% или более, более конкретно, 0,2 мас.% или более, и она может содержать 0,3 мас.% или более, 0,4 мас.% или более, или 0,5 мас.% или более повышающего нефтеотдачу вещества. В то же время, паровая композиция может содержать 25 мас.% или менее, предпочтительно содержит 10 мас.% или менее, предпочтительнее 7 мас.% или менее, предпочтительнее 5 мас.% или менее, и она может содержать 4 мас.% или менее повышающего нефтеотдачу вещества. Избыточное количество повышающего нефтеотдачу вещества вызывает увеличение стоимости процесса, и, таким образом, с точки зрения экономичности, оказывается желательным снижение концентрации повышающего нефтеотдачу вещества. Массовое процентное содержание повышающего нефтеотдачу вещества определяется по отношению к суммарной массе пара и повышающих нефтеотдачу веществ.
В своем наиболее широком смысле настоящее изобретение является независимым от способа изготовления паровой композиции. Например, водный раствор повышающего нефтеотдачу вещества может доводиться до кипения, образуя паровую композицию, повышающее нефтеотдачу вещество (в чистом виде или в форме водного раствора) может непрерывно вводиться в пар, или повышающее нефтеотдачу вещество может вводиться в пар в импульсном режиме, или может осуществляться любое сочетание этих вариантов.
После нагнетания паровой композиции в подземное месторождение, содержащее тяжелую нефть или битум, способ дополнительно включает извлечение нефтепродукта, например, битума, из подземного месторождения на поверхность земли. Паровая композиция служит для того, чтобы сделать битум текучим, что обеспечивает его перекачивание из подземного месторождения на поверхность земли. Способ согласно настоящему изобретению может осуществляться как циклическая паровая стимуляция (CSS), где битум выкачивается из той же скважины, в которую нагнетается паровая композиция, как паровой гравитационный дренаж (SAGD), где битум выкачивается из второй скважины, которая не представляет собой скважину, через которую паровая композиция нагнетается под землю, или как обоснованное сочетание процессов обоих типов (CSS и SAGD).
Способ согласно настоящему изобретению может применяться к существующим скважинам и/или к новым скважинам; см. фиг. 1. Осуществляется бурение скважин, включая существующие или новые, в богатой нефтью зоне тяжелого нефтяного или битумного пласта на выбранном месторождении 102. Бурение одной или нескольких скважин может осуществляться 104 в вертикальной, горизонтальной, многоствольной, наклонной или любой комбинированной конфигурации, или может осуществляться бурение скважин повышенной досягаемости. Паровые композиции нагнетаются 106 в нагнетательную скважину, и горячие текучие среды, включающие нефтепродукт и другие компоненты, в том числе, но не ограничиваясь этим, конденсат и газ, вытекают из эксплуатационной скважины 108. Нагнетательная скважина и эксплуатационная скважина могут представлять собой одну и ту же скважину или различные скважины.
Способ согласно настоящему изобретению включает многостадийное или многоступенчатое нагнетание различных паровых композиций. Сначала нагнетается первая паровая композиция 106, и добывается нефтепродукт 108, нагнетается вторая паровая композиция 110, и добывается нефтепродукт 112. После добычи нефтепродуктов следующей за вторым нагнетанием пара определяется скорость добычи нефтепродуктов, чтобы посмотреть, является ли экономичным продолжение добычи 114. Если ответ является положительным (стадия 114), то процесс может возобновляться на стадии 110, на которой третья паровая композиция нагнетается в нагнетательную скважину. Цикл нагнетания/добычи (114-110) может воспроизводиться до тех пор, пока добыча остается экономичной. В каждый следующий раз, когда повторяется цикл нагнетания/добычи, используется иная паровая композиция, например, третья, четвертая, пятая, шестая, седьмая, восьмая, девятая, десятая паровая композиция и т. д., и осуществляется третий, четвертый, пятый, шестой, седьмой, восьмой, девятый, десятый цикл и т. д. Когда добыча уменьшается и становится неэкономичной, добыча прекращается (отрицательный ответ на стадии принятия решения 114).
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения, для нагнетания и добычи используется одна и та же скважина. Согласно данному варианту осуществления, две или более различных паровых композиций последовательно нагнетаются в скважину, и нефтепродукт добывается из той же самой скважины в интервале между нагнетанием первой и второй паровой композиции и после нагнетания второй паровой композиции. Затем принимается решение о том, продолжается ли и сколько раз повторяется цикл нагнетания/добычи до тех пор, пока уровень добычи остается экономичным, и после этого добыча прекращается.
Согласно еще одному варианту осуществления настоящего изобретения, используются две или более скважин, причем одна или несколько первых скважин используются для нагнетания, и одна или несколько вторых скважин используются для добычи; см. фиг. 2. Согласно данному варианту осуществления, первая паровая композиция нагнетается в первую скважину или нагнетательную скважину, и после этого добыча нефтепродуктов осуществляется через вторую скважину или эксплуатационную скважину; затем вторая паровая композиция, которая отличается от первой паровой композиции, нагнетается в нагнетательную скважину, и после этого добыча нефтепродуктов осуществляется из эксплуатационной скважины. Затем принимается решение о том, продолжается ли и сколько раз повторяется цикл нагнетания/добычи до тех пор, пока уровень добычи остается экономичным, и после этого добыча прекращается.
Согласно варианту осуществления настоящего изобретения, который включает использование одной или нескольких скважин, осуществляется вертикальное бурение скважин (CSS).
Согласно еще одному варианту осуществления настоящего изобретения, который включает использование одной или нескольких нагнетательных скважин и одной или нескольких эксплуатационных скважин, осуществляется горизонтальное бурение одной или нескольких нагнетательных скважин (например, SAGD) до глубины, расположенной в пределах богатой нефтью зоны, и осуществляется горизонтальное бурение одной или нескольких эксплуатационных скважин, которые находятся на глубине, ниже, чем и предпочтительно по существу параллельно по отношению к одной или нескольким нагнетательным скважинам, расположенным в пределах богатой нефтью зоны.
Как известно, чистый пар или паровые композиции, содержащие различные повышающие нефтеотдачу вещества, могут демонстрировать различные уровни эффективности в обеспечении увеличения степени внутрипластовой добычи нефтепродуктов из подземных тяжелых нефтяных и битумных пластов.
Авторы настоящего изобретения неожиданно обнаружили, что различные паровые композиции, содержащие различные повышающие нефтеотдачу вещества или одинаковые повышающие нефтеотдачу вещества в различных концентрациях, демонстрируют различные уровни эффективности добычи нефтепродуктов в зависимости от степени нефтенасыщенности (например, от количества тяжелой нефти или битума, которые присутствуют в пласте). Кроме того, авторы обнаружили, что многостадийное нагнетание (например, нагнетание в различные моменты времени в течение эксплуатации скважины) различных паровых композиций может доводить до максимального уровня добычу нефтепродуктов из тяжелого нефтяного или битумного пласта за счет того, что требуется меньшее нагнетание паровой композиции и/или в целом достигается более высокая процентная степень извлечения нефтепродуктов до окончания эксплуатации скважины.
Может оказаться желательным, чтобы первое повышающее нефтеотдачу вещество в первой паровой композиции по своей летучести отличалось от второго повышающего нефтеотдачу вещества во второй паровой композиции.
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения, первое повышающее нефтеотдачу вещество имеет летучесть, которая составляет менее чем летучесть второго повышающего нефтеотдачу вещества.
Согласно еще одному варианту осуществления настоящего изобретения, летучесть первого повышающего нефтеотдачу вещества является такой же, как летучесть второго повышающего нефтеотдачу вещества.
Согласно еще одному варианту осуществления настоящего изобретения, летучесть первого повышающего нефтеотдачу вещества составляет менее чем летучесть второго повышающего нефтеотдачу вещества. Например, когда паровая камера созревает, например, увеличивается в размере в процессе нагнетания последующих паровых композиций, может оказаться желательным, чтобы повышающие нефтеотдачу вещества в последующих паровых композициях имели более высокую летучесть. Повышенная летучесть может обеспечивать повышенную подвижность повышающего нефтеотдачу вещества, которое проходит через и/или поперек паровой камеры для достижения уровня, где предполагается максимальная добыча битума в более зрелой камере.
В способе согласно настоящему изобретению, степень добычи нефти с течением времени может повышаться посредством разделения общей фазы нагнетания паровой композиции на две или более стадий, причем для всех стадий выбираются различные повышающее нефтеотдачу вещества или одно и то же повышающее нефтеотдачу вещество в различных концентрациях. Повышающее нефтеотдачу вещество или его концентрация в случае использования единственного повышающего нефтеотдачу вещества для нагнетания выбирается на основании его эксплуатационных характеристик в отношении повышения стока нефти в пористой среде в различных условиях нефтенасыщенности, которые предполагаются в пласте на данной стадии. Повышающее нефтеотдачу вещество может представлять собой индивидуальное химическое соединение или смесь двух или более химических соединений, которые предназначаются для повышения добычи битума посредством различных механизмов, таких как, например, поверхностное натяжение на границе раздела фаз битума и воды (IFT), смачивание поверхности песка и т. д.
Один конкретный вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой использование добавки, которая является более эффективной при высокой нефтенасыщенности в качестве вещество для пуска скважины (в том числе в течение закачивания с поверхности в скважину или непосредственно после того, как завершается рециркуляция пара), и переключение на другую добавку, которая является более эффективной при менее высокой нефтенасыщенности, после того, как образуется паровая камера.
Следующий вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой использование паровая композиция включающий одно или несколько повышающих нефтеотдачу веществ в пласт, который уже обрабатывался в течение некоторого времени способом SAGD, и в таком случае паровые композиции, которые являются наиболее эффективными для нефтенасыщенности от среднего для низкого уровня, могут нагнетаться последовательно в течение двух или более стадий.
Следующий вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой нагнетание паровой композиции, которая содержит в меньшей концентрации повышающее нефтеотдачу вещество и нагнетается при более высокой нефтенасыщенности, и последующее нагнетание такого же повышающего нефтеотдачу вещества при более высокой концентрации, когда нефтенасыщенность пласта уменьшается с течением времени.
Поток через пористые среды регулируется преимущественно конкурирующими воздействиями гравитационных и капиллярных сил. В то время как гравитационная сила является благоприятной для течения нефти и, следовательно, ее добычи, капиллярная сила, как правило, задерживает течение нефти. Не придерживаясь определенной теории, авторы настоящего изобретения полагают, что при повышенной нефтенасыщенности гравитационная сила преобладает, что упрощает течение нефти через пористый пласт. При добавлении повышающего нефтеотдачу вещества может увеличиваться капиллярная сила посредством изменения механизмов взаимодействия в системе битум-вода-песок (например, может уменьшаться межфазное поверхностное натяжение), и в результате этого может повышаться добыча нефтепродуктов по сравнению с тем случаем, когда повышающее нефтеотдачу вещество не используется. С течением времени нефтенасыщенность уменьшается, и увеличивается доля неизвлеченной нефти, которая остается в пласте и (a) образует изолированные участки тонкой нефтяной пленки на поверхности песка (b) захватывается в поры, имеющие малые размеры. Извлечение нефти из пленок может осуществляться посредством вскрытия и образования мелких нефтяных капель, которые, в конечном счете, увлекаются направленным вниз потоком конденсированной воды и извлекаются. Как известно, размер капель непосредственно связан с межфазным поверхностным натяжением, и это означает, что для образования капель меньшего размера требуется большее снижение межфазного поверхностного натяжения. Это приводит к необходимости большего снижения межфазного поверхностного натяжения для извлечения нефти из нефтяных пленок меньшей толщины при пониженной нефтенасыщенности. Это снижение межфазного поверхностного натяжения становится возможным посредством увеличения концентрации добавки или посредством использования другой добавки.
Чтобы способствовать извлечению нефтепродуктов из пленок при низкой нефтенасыщенности, повышающее нефтеотдачу вещество, которое благоприятно уменьшает взаимодействие нефти песка (т. е. регулирует способность смачивания), может также использоваться в сочетании с добавкой, которая снижает межфазное поверхностное натяжение. Аналогичным образом, нефть, которая захватывается в мелких порах, при низкой нефтенасыщенности может извлекаться посредством снижения межфазного поверхностного натяжения и/или посредством изменения способности смачивания поверхности песка. Снижение межфазного поверхностного натяжения и/или соответствующее изменение способности смачивания поверхности песка обеспечивают улучшенное проникновение воды в имеющие мелкие отверстия поры и выталкивание из них любой захваченной нефти. Таким образом, следует предполагать, что с течением времени уровень добычи нефти должен улучшаться посредством разделения всей фазы введения добавки на две или более стадий, причем для всех стадий выбираются различные добавки или различные концентрации одной и той же добавки.
Примеры
Нефтеносные пески, используемые в примерах 1-6, представляют собой высокосортный добываемый нефтеносный песок из банка образцов компании Alberta Innovates Technology Futures. Количество битума, который присутствует в нефтеносных песках (начальный геологический запасы нефти или OOIP) составляет 12,5 процентов по отношению к суммарной массе нефтеносных песков. Пористость и, следовательно, нефтенасыщенность песчаной пробки зависит от уровня сжатия. При одинаковых значениях OOIP в расчете на массу более уплотненный будет иметь более высокую нефтенасыщенность в результате того, что объем мелких пор занимает более высокая доля нефти.
В примерах использовалась установка, аналогичная установке, которая проиллюстрирована на фиг. 3, чтобы моделировать экстракцию битума из нефтеносных песков под действием пара. Резервуар 1 для раствора содержит водный раствор, который перекачивается через трубопровод 2 посредством насоса 3 в регулирующий температуру парогенератор 4, и производится паровая композиция, имеющая желательные уровни давления (измеряется манометром 6) и температуры (измеряется термопарой 8), которая затем направляется через трубопровод 5 в кернодержатель 10. Трубопровод 5 включает вентиляционное отверстие 7 и предохранительный диск 9. Скорость потока воды или раствора добавки поддерживается на постоянном уровне 4,5 мл/мин.
Кернодержатель 10 имеет крышку 12, в которой имеется сквозное входное отверстие 14, и противоположное дно 16,в котором имеется сквозное выходное отверстие 18. Внутри контейнера 10 располагаются в следующем порядке: сито 20 над дном 16, которое закрывает выходное отверстие 18; 100 г нефтеносного песка 30 над ситом 20; сито 22, покрывающее нефтеносный песок 30; слой стеклянных шариков 40, покрывающих сито 22; сито 24, покрывающее стеклянные шарики 40; и пружина 50, которая находится в состоянии сжатия между крышкой 12 и ситом 24, таким образом, что содержимое контейнера 10 удерживается на месте.
Нагреватель 60 располагается вокруг контейнера 10, и, таким образом, нефтеносный песок 30 нагревается до температуры насыщенного пара в течение эксперимента.
Чтобы моделировать пласт нефтеносного песка на различных стадиях добычи, слой нефтеносного песка 30 уплотняется внутри кернодержателя 10 до различных уровней высоты. Это уплотнение осуществляется с использованием компрессионного устройства INSTRON™, у которого имеются силовая рама и динамометрический датчик, не представленные на фиг. 3. Усилие прилагается к слою нефтеносного песка 30 с постоянной скоростью до тех пор, пока не будет достигнуто желательное усилие, которое затем выдерживается в течение 30 минут. В примерах 1-6 моделируются три различные степени насыщения: (1) уплотнение вручную, которое обеспечивает высоту слоя на уровне 4,8 см, которой соответствует нефтенасыщенность, составляющая 39 процентов по отношению к суммарной массе нефтеносного песка, (2) использование динамометрического датчика на уровне 1 кН (235 фунт-сила), которое обеспечивает высоту слоя 4,55 см, соответствующую нефтенасыщенности, составляющей 45 процентов по отношению к суммарной массе нефтеносного песка, и (3) использование динамометрического датчика при более высокой нагрузке, обеспечивающей высоту слоя 4,2 см, которой соответствует нефтенасыщенность, составляющая 53 процента по отношению к суммарной массе нефтеносного песка.
Чтобы моделировать добычу нефти, паровая композиция нагнетается во входное отверстие 14, и давление нагнетания сохраняется на уровне 0,8 мегапаскаля (МПа) в течение одного часа, а затем давление повышается до уровня, составляющего 1,6 МПа, и сохраняется в течение следующего часа. Нагреватель 60 устанавливается на температуру насыщения в течение каждой стадии. Собирается поток, выходящий из контейнера 10 через выходное отверстие 18.
Паровая композиция нагнетается в отверстие 14 при скорости 4,5 мл/мин (эквивалентный объем жидкой воды). В данных примерах в водном растворе, который используется для производства пара, не содержится повышающее нефтеотдачу вещество (например, используется чистая вода), или вода содержит 4000 частей на миллион простого моногексилового эфира диэтиленгликоля в качестве повышающего нефтеотдачу вещества. Составы паровых композиций для примеров 1-6 представлены в таблице 1.
Процентная степень извлечения битума определяется в двух точках данного процесса. Начальная массовая процентная степень извлечения определяется на основании количества нефти в выходящем потоке, который собирается в течение первых 20 минут процесса. Конечная массовая процентная степень извлечения определяется на основании количества нефти в выходящем потоке, который собирается в течение всего двухчасового процесса. Количество битума, извлекаемого в течение каждого интервала, определяется посредством экстракции выходящего потока толуолом. Процесс экстракции толуолом включает смешивание толуола с выходящим потоком, отделение слоя толуола, испарение толуола для получения экстрагированного битума и заключительное взвешивание экстрагированного битума. Процентная степень извлечения битума определяется для двух точек процесса путем деления суммарной массы экстрагированного битума на массу битума в материале исходного нефтеносного песка. Масса битума в исходном нефтеносном песке определяется посредством осуществления экстракции толуолом образца исходного нефтеносного песка, имеющего известную массу. На основании известной массы образца нефтеносного песка и массы битума, экстрагированного толуолом, легко вычисляется массовое процентное извлечение битума из нефтеносного песка посредством деления массы экстрагированного битума на известную массу нефтеносного песка и умножения результата на 100. Это значение может использоваться для определения количества битума, содержащегося в нефтеносном песке, который использовался в экспериментах, посредством предварительного измерения массы нефтеносного песка перед нагнетанием паровой композиции.
Таблица 1 представляет результаты для примеров 1-6.
Таблица 1
Пример | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
Паровая композиция | ||||||
Простой моногексиловый эфир диэтиленгликоля, частей на миллион | 0 | 4000 | 0 | 4000 | 0 | 4000 |
Нефтеотдача, % | ||||||
при 39 мас.% | 25 | 33 | ||||
при 45 мас.% | 35 | 47 | ||||
при 53 мас.% | 46 | 39 |
Неизменная тенденция нефтедобычи с использованием паровой композиции без повышающего нефтеотдачу вещества (примеры 1, 3 и 5) согласуется с тем, что можно было бы ожидать на основании кривых относительной проницаемости нефти и воды. В тенденции нефтедобычи в примерах 2, 4 и 6, в которых используется повышающее нефтеотдачу вещество, максимум не ожидается, и это показывает, что существует диапазон оптимальных эксплуатационных характеристик для добавки в зависимости от уровня насыщения пласта нефтью.
Claims (25)
1. Способ внутрипластовой добычи нефтепродуктов из подземных тяжелых нефтяных или битумных пластов, включающий следующие стадии:
(i) бурение одной или нескольких скважин в пределах богатой нефтью зоны тяжелого нефтяного или битумного пласта;
(ii) нагнетание первой паровой композиции в скважину;
(iii) добыча нефтепродуктов из скважины;
(iv) нагнетание в скважину второй паровой композиции, которая отличается от первой паровой композиции;
(v) добыча дополнительных нефтепродуктов из скважины;
(vi) необязательный повтор одного или нескольких циклов нагнетания/добычи (стадии (iv) и (v)), если это желательно, с использованием третьей, четвертой, пятой и последующих паровых композиций;
(vii) принятие решения по прекращению добычи нефтепродуктов и
(viii) прекращение добычи нефтепродуктов,
в котором каждая паровая композиция содержит пар и одно или несколько повышающих нефтеотдачу веществ в количестве, составляющем от 0,01 до 10 мас.% по отношению к суммарной массе пара и повышающих нефтеотдачу веществ,
в котором повышающие нефтеотдачу вещества выбраны из группы: простой моногексиловый эфир моноэтиленгликоля, простой моногексиловый эфир диэтиленгликоля, простой моногексиловый эфир триэтиленгликоля, простой 2-этилгексиловый эфир моноэтиленгликоля, простой 2-этилгексиловый эфир диэтиленгликоля, простой 2-этилгексиловый эфир триэтиленгликоля, простой 2-пропилгептиловый эфир моноэтиленгликоля, простой 2-пропилгептиловый эфир диэтиленгликоля, простой 2-пропилгептиловый эфир триэтиленгликоля или 2-(2-гексокси-2-этокси)-1-аминоэтан.
2. Способ по п. 1, в котором нагнетательная скважина и эксплуатационная скважина представляют собой одну и ту же скважину.
3. Способ по п. 1, в котором осуществляется бурение двух или более скважин, включая следующие стадии:
(i)(a) бурение одной или нескольких нагнетательных скважин в пределах богатой нефтью зоны тяжелого нефтяного или битумного пласта;
(i)(b) бурение одной или нескольких эксплуатационных скважин, расположенных в пределах богатой нефтью зоны тяжелого нефтяного или битумного пласта;
(ii)(a) нагнетание первой паровой композиции в нагнетательную скважину;
(iii)(b) добыча нефтепродуктов из эксплуатационной скважины;
(iv)(a) нагнетание в нагнетательную скважину второй паровой композиции, которая отличается от первой паровой композиции;
(v)(b) добыча дополнительных нефтепродуктов из эксплуатационной скважины;
(vi) необязательный повтор одного или нескольких циклов нагнетания/добычи (стадии (iv)(a) и (v)(b)), если это желательно, с использованием третьей, четвертой, пятой и последующих паровых композиций;
(vii) определение прекращения добычи нефтепродуктов и
(viii) прекращение добычи нефтепродуктов.
4. Способ по п. 3, в котором бурение одной или нескольких нагнетательных скважин осуществляется горизонтально на глубину, расположенную в пределах богатой нефтью зоны, и бурение одной или нескольких эксплуатационных скважин осуществляется горизонтально на глубину ниже, чем и по существу параллельно нагнетательной скважине, расположенной в пределах богатой нефтью зоны.
5. Способ по п. 1, в котором первая паровая композиция содержит первое повышающее нефтеотдачу вещество и вторая паровая композиция содержит второе повышающее нефтеотдачу вещество, причем первое повышающее нефтеотдачу вещество и второе повышающее нефтеотдачу вещество имеют различные значения летучести.
6. Способ по п. 1, в котором нефтепродукт представляет собой битум, добываемый из подземного битумного пласта.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201461968480P | 2014-03-21 | 2014-03-21 | |
US61/968,480 | 2014-03-21 | ||
PCT/US2015/021253 WO2015143034A1 (en) | 2014-03-21 | 2015-03-18 | Staged steam extraction of in situ bitumen |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2016141265A RU2016141265A (ru) | 2018-04-24 |
RU2016141265A3 RU2016141265A3 (ru) | 2018-11-20 |
RU2703059C2 true RU2703059C2 (ru) | 2019-10-15 |
Family
ID=52988404
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016141265A RU2703059C2 (ru) | 2014-03-21 | 2015-03-18 | Внутрипластовая многостадийная паровая экстракция битума |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10400564B2 (ru) |
CN (1) | CN106164412B (ru) |
AU (1) | AU2015231341B2 (ru) |
CA (1) | CA2942512C (ru) |
MX (1) | MX2016011677A (ru) |
NO (1) | NO20161262A1 (ru) |
RU (1) | RU2703059C2 (ru) |
WO (1) | WO2015143034A1 (ru) |
Families Citing this family (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2746846C2 (ru) * | 2016-05-26 | 2021-04-21 | Дау Глоубл Текнолоджиз Ллк | Повышенная паровая экстракция битума из нефтеносных песков |
WO2017222929A1 (en) * | 2016-06-21 | 2017-12-28 | Dow Global Technologies Llc | Composition for steam extraction of bitumen |
WO2018017221A1 (en) * | 2016-07-18 | 2018-01-25 | Dow Global Technologies Llc | Method to extract bitumen from oil sands using aromatic amines |
WO2018111342A1 (en) * | 2016-12-14 | 2018-06-21 | Dow Global Technologies Llc | Amine composition for steam extraction of bitumen |
RU2019139220A (ru) * | 2017-05-12 | 2021-06-03 | Дау Глоубл Текнолоджиз Ллк | Способ паровой экстракции битума |
CA2972203C (en) | 2017-06-29 | 2018-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Chasing solvent for enhanced recovery processes |
CA2974712C (en) | 2017-07-27 | 2018-09-25 | Imperial Oil Resources Limited | Enhanced methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation as a follow-up to thermal recovery processes |
CA2978157C (en) | 2017-08-31 | 2018-10-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Thermal recovery methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation |
CN111164185B (zh) * | 2017-10-06 | 2022-08-23 | 陶氏环球技术有限责任公司 | 用于沥青的强化提取的烷醇胺和二醇醚组合物 |
CA2983541C (en) | 2017-10-24 | 2019-01-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for dynamic liquid level monitoring and control |
WO2020006422A1 (en) * | 2018-06-29 | 2020-01-02 | Dow Global Technologies Llc | Additives for enhanced extraction of bitumen |
US12076664B2 (en) | 2018-09-28 | 2024-09-03 | Dow Global Technologies Llc | Alkyl ether amine foam control compounds and methods of processing foodstuffs |
CA3117586A1 (en) | 2018-10-26 | 2020-04-30 | Championx Usa Inc. | Ether amine additives for steam-injection oil recovery |
WO2021072043A1 (en) | 2019-10-10 | 2021-04-15 | Dow Global Technologies Llc | Enhanced oil recovery methods and compositions |
WO2024020919A1 (en) | 2022-07-28 | 2024-02-01 | Dow Global Technologies Llc | Compositions for cleaning metals |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3454095A (en) * | 1968-01-08 | 1969-07-08 | Mobil Oil Corp | Oil recovery method using steam stimulation of subterranean formation |
CA1061713A (en) * | 1977-06-09 | 1979-09-04 | David A. Redford | Recovering bitumen from subterranean formations |
RU2067168C1 (ru) * | 1994-01-05 | 1996-09-27 | Государственное научно-производственное предприятие "Пилот" | Способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины |
US6357526B1 (en) * | 2000-03-16 | 2002-03-19 | Kellogg Brown & Root, Inc. | Field upgrading of heavy oil and bitumen |
US20050211434A1 (en) * | 2004-03-24 | 2005-09-29 | Gates Ian D | Process for in situ recovery of bitumen and heavy oil |
CN103541705A (zh) * | 2012-07-11 | 2014-01-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 超稠油油藏蒸汽驱的高温堵调设备和高温堵调方法 |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3396792A (en) | 1966-04-01 | 1968-08-13 | Magna Corp | Process for recovery of petroleum by steam stimulation |
US4127172A (en) * | 1977-09-28 | 1978-11-28 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Viscous oil recovery method |
US6230814B1 (en) | 1999-10-14 | 2001-05-15 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Process for enhancing hydrocarbon mobility using a steam additive |
US20080139418A1 (en) | 2000-09-28 | 2008-06-12 | United Energy Corporation | Method for extracting heavy oil and bitumen from tar sands |
US8235110B2 (en) | 2006-12-13 | 2012-08-07 | Gushor Inc. | Preconditioning an oilfield reservoir |
US20090078414A1 (en) | 2007-09-25 | 2009-03-26 | Schlumberger Technology Corp. | Chemically enhanced thermal recovery of heavy oil |
CN101139923B (zh) * | 2007-10-17 | 2011-04-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 二氧化碳辅助蒸汽驱开发深层稠油油藏方法 |
US7938183B2 (en) | 2008-02-28 | 2011-05-10 | Baker Hughes Incorporated | Method for enhancing heavy hydrocarbon recovery |
CA2791492C (en) | 2011-09-30 | 2022-08-09 | Khalil Zeidani | Hydrocarbon recovery from bituminous sands with injection of surfactant vapour |
BR112015011077A2 (pt) | 2012-12-19 | 2017-07-11 | Dow Global Technologies Llc | processo de recuperação de betume |
AU2014241708A1 (en) | 2013-03-28 | 2015-10-29 | Dow Global Technologies Llc | Enhanced steam extraction of in situ bitumen |
CA2868560C (en) * | 2013-10-23 | 2021-10-19 | Cenovus Energy Inc. | Single horizontal well thermal recovery process |
-
2015
- 2015-03-18 AU AU2015231341A patent/AU2015231341B2/en not_active Ceased
- 2015-03-18 CN CN201580013105.3A patent/CN106164412B/zh active Active
- 2015-03-18 WO PCT/US2015/021253 patent/WO2015143034A1/en active Application Filing
- 2015-03-18 RU RU2016141265A patent/RU2703059C2/ru active
- 2015-03-18 MX MX2016011677A patent/MX2016011677A/es unknown
- 2015-03-18 US US15/115,293 patent/US10400564B2/en active Active
- 2015-03-18 CA CA2942512A patent/CA2942512C/en active Active
-
2016
- 2016-08-01 NO NO20161262A patent/NO20161262A1/en not_active Application Discontinuation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3454095A (en) * | 1968-01-08 | 1969-07-08 | Mobil Oil Corp | Oil recovery method using steam stimulation of subterranean formation |
CA1061713A (en) * | 1977-06-09 | 1979-09-04 | David A. Redford | Recovering bitumen from subterranean formations |
RU2067168C1 (ru) * | 1994-01-05 | 1996-09-27 | Государственное научно-производственное предприятие "Пилот" | Способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины |
US6357526B1 (en) * | 2000-03-16 | 2002-03-19 | Kellogg Brown & Root, Inc. | Field upgrading of heavy oil and bitumen |
US20050211434A1 (en) * | 2004-03-24 | 2005-09-29 | Gates Ian D | Process for in situ recovery of bitumen and heavy oil |
CN103541705A (zh) * | 2012-07-11 | 2014-01-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 超稠油油藏蒸汽驱的高温堵调设备和高温堵调方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US10400564B2 (en) | 2019-09-03 |
CN106164412B (zh) | 2020-05-12 |
CN106164412A (zh) | 2016-11-23 |
US20170241250A1 (en) | 2017-08-24 |
CA2942512A1 (en) | 2015-09-24 |
AU2015231341B2 (en) | 2019-01-17 |
RU2016141265A (ru) | 2018-04-24 |
RU2016141265A3 (ru) | 2018-11-20 |
WO2015143034A1 (en) | 2015-09-24 |
AU2015231341A1 (en) | 2016-10-27 |
NO20161262A1 (en) | 2016-08-01 |
MX2016011677A (es) | 2017-01-09 |
CA2942512C (en) | 2022-07-19 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2703059C2 (ru) | Внутрипластовая многостадийная паровая экстракция битума | |
CA2791492C (en) | Hydrocarbon recovery from bituminous sands with injection of surfactant vapour | |
US20130048279A1 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
US9644467B2 (en) | Recovery from a hydrocarbon reservoir | |
US9777566B2 (en) | Methods for separating oil and/or gas mixtures | |
RU2685007C2 (ru) | Усовершенствованная паровая экстракция in situ битума | |
US4156463A (en) | Viscous oil recovery method | |
US5685371A (en) | Hydrocarbon-assisted thermal recovery method | |
CA2835872C (en) | Additives for improving hydrocarbon recovery | |
US9879512B2 (en) | Additives for improving hydrocarbon recovery | |
EP2867456A1 (en) | Petroleum recovery process and system | |
WO2020214789A1 (en) | Methods for the recovery of heavy hydrocarbons | |
Bakhsh et al. | Performance evaluation of DME-CO2 huff-n-puff and continuous DME injection in heavy oil reservoirs through numerical simulation | |
Rankin | Novel solvent injection and conformance control technologies for fractured viscous oil reservoirs | |
CA2821184C (en) | Mixtures of alcohol, fluorocarbon, and steam for hydrocarbon recovery | |
CA1137740A (en) | Polyether polyol for petroleum recovery | |
Heuer Jr et al. | Control of gas-oil ratio in producing wells | |
CA3014841A1 (en) | Process for producing hydrocarbons from a subterranean hydrocarbon-bearing formation | |
WO2016007485A1 (en) | Systems and methods for accelerating production of viscous hydrocarbons in a subterranean reservoir with volatile chemical agents |