UA127499C2 - Нерозділена широка фракція легких вуглеводнів для підвищення нафтовіддачі - Google Patents
Нерозділена широка фракція легких вуглеводнів для підвищення нафтовіддачі Download PDFInfo
- Publication number
- UA127499C2 UA127499C2 UAA202001271A UAA202001271A UA127499C2 UA 127499 C2 UA127499 C2 UA 127499C2 UA A202001271 A UAA202001271 A UA A202001271A UA A202001271 A UAA202001271 A UA A202001271A UA 127499 C2 UA127499 C2 UA 127499C2
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- hydrocarbon
- oil
- injection
- hydrocarbons
- fact
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 131
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 165
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 164
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 120
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 85
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 85
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 48
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 44
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 43
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 35
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 83
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 78
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 51
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 50
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 48
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 38
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 37
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 33
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 32
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 19
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 18
- 239000001273 butane Substances 0.000 claims description 17
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 17
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 17
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 15
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims description 13
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 12
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims description 11
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 10
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 8
- -1 fatty acid ester Chemical class 0.000 claims description 8
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 7
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 7
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 6
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 claims description 6
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 6
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 6
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 6
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 6
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 claims description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 5
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 5
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims description 5
- WWYNJERNGUHSAO-XUDSTZEESA-N (+)-Norgestrel Chemical compound O=C1CC[C@@H]2[C@H]3CC[C@](CC)([C@](CC4)(O)C#C)[C@@H]4[C@@H]3CCC2=C1 WWYNJERNGUHSAO-XUDSTZEESA-N 0.000 claims description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 4
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 3
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- QGLWBTPVKHMVHM-KTKRTIGZSA-N (z)-octadec-9-en-1-amine Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCN QGLWBTPVKHMVHM-KTKRTIGZSA-N 0.000 claims description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 claims description 2
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims description 2
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 2
- KPUWHANPEXNPJT-UHFFFAOYSA-N disiloxane Chemical class [SiH3]O[SiH3] KPUWHANPEXNPJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000005456 glyceride group Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 claims description 2
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 claims description 2
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 claims description 2
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 2
- 125000002524 organometallic group Chemical group 0.000 claims description 2
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 claims description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 2
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 claims description 2
- 239000000344 soap Substances 0.000 claims description 2
- DVKJHBMWWAPEIU-UHFFFAOYSA-N toluene 2,4-diisocyanate Chemical compound CC1=CC=C(N=C=O)C=C1N=C=O DVKJHBMWWAPEIU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 101710146741 Shiftless antiviral inhibitor of ribosomal frameshifting protein Proteins 0.000 claims 2
- 102100029950 Shiftless antiviral inhibitor of ribosomal frameshifting protein Human genes 0.000 claims 2
- 101710201844 Shiftless antiviral inhibitor of ribosomal frameshifting protein homolog Proteins 0.000 claims 2
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 claims 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims 1
- 239000002893 slag Substances 0.000 claims 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 abstract 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 44
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 22
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 18
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 15
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 12
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 description 11
- 239000000047 product Substances 0.000 description 11
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 10
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 8
- 239000006267 emulsion-based foam Substances 0.000 description 7
- 239000004872 foam stabilizing agent Substances 0.000 description 7
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 7
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 5
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 5
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N butan-2-ol Chemical compound CCC(C)O BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000010801 sewage sludge Substances 0.000 description 3
- 230000003381 solubilizing effect Effects 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000012298 atmosphere Substances 0.000 description 2
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 2
- 239000006172 buffering agent Substances 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N isopentane Chemical compound CCC(C)C QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 2
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000723697 Grapevine fanleaf virus Species 0.000 description 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical class C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 241000036848 Porzana carolina Species 0.000 description 1
- ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N Sulfobutanedioic acid Chemical class OC(=O)CC(C(O)=O)S(O)(=O)=O ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000001351 cycling effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N dimethyl butane Natural products CCCC(C)C AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 102000004169 proteins and genes Human genes 0.000 description 1
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000002352 surface water Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- RUELTTOHQODFPA-UHFFFAOYSA-N toluene 2,6-diisocyanate Chemical compound CC1=C(N=C=O)C=CC=C1N=C=O RUELTTOHQODFPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—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
- C09K8/594—Compositions used in combination with injected gas, e.g. CO2 orcarbonated gas
-
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/34—Organic liquids
-
- 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
-
- 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
- C09K8/588—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 polymers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/162—Injecting fluid from longitudinally spaced locations in injection well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Способи підвищення або покращення нафтовіддачі включають нагнітання текучого середовища нерозділеної широкої фракції легких вуглеводнів (ШФЛВ) для підвищення нафтовіддачі крізь нагнітальну свердловину 200 до вуглеводневмісного пласта 250 для переміщення та витіснення вуглеводнів. Текуче середовище нерозділеної ШФЛВ для підвищення нафтовіддачі містить нефракціоновану вуглеводневу суміш. Текуче середовище для контролю рухливості витісняючого агента нагнітається до вуглеводневмісного пласта одночасно та/або послідовно. Вуглеводні з вуглеводневмісного пласта видобувають крізь видобувну свердловину 210 або ту ж саму нагнітальну свердловину.
Description
Ше 110 120 / 140 бите її сист ТУРБОДЕТАНДЕР г стеерннякй СЕПАРАТОР слати а АБО КЛАПАН я СЕПАРАТОР і ГАл ДЖОУЛЯ-ТОМПСОНА ! з г і івв / не й : 105 ? 195 135
Фіг. 1
ЇО0О01| Варіанти втілення винаходу належать до систем і способів підвищення та/або покращення нафтовіддачі за допомогою нерозділеної широкої фракції легких вуглеводнів (ШФЛВ). (0002) Оціночні показники геологічних запасів нафти в усьому світі доходять до 1,5 трлн. барелів. З урахуванням цих даних, оскільки загальноприйняті методи видобутку (первинні та вторинні) як правило вилучають одну третину початкових запасів нафти з покладу, підраховано, що запаси нафти, які залишаються в пласті за показником залишкова нафтонасиченість після видобутку первинними та вторинними методами, складатимуть приблизно 1,0 трлн. барелів. На цей ресурс спрямовано кілька методик підвищення нафтовіддачі (ЕОК), як правило, згрупованих як третинні схеми видобутку. У минулому в промисловості використовувалися хімічні, термічні методики та методики зі змішуваними з нафтою агентами. До цих методик ЕОК зазвичай відносяться закачування розчинених у воді хімічних сполук, нагнітання пари або нагнітання газу, який може змішуватися з пластовою нафтою.
ЇО0ОЗ| Вибір методики ЕОК також залежить від інших міркувань, таких як глибина, температура та кількість нафти, що залишається в пласті. Значна частина етапу розробки проекту ЕОК витрачається на пошук комбінації процесів і схем закачування, які дозволять максимально підвищити видобуток нафти в порівнянні з витратами на впровадження певної технології. Більшість використовуваних на сьогодні закачуваних матеріалів мають властивості, які значно відрізняються від вуглеводнів у пластах. Такі відмінності властивостей можуть знижувати ефективність видобутку. 00041 Тому виникає потреба в нових, покращених, більш інтенсивних та/або вдосконалених технологіях нафтовіддачі.
Ї0005| В одному варіанті втілення метод підвищеного або покращеного нафтовіддачі включає закачування змішуваного текучого середовища через нагнітальну свердловину до вуглеводневмісного пласта для витіснення вуглеводнів, при цьому змішуване закачуване текуче середовище містить нефракціоновану вуглеводневу суміш, яка може змішуватися з вуглеводнями у вуглеводневмісному пласті; нагнітання текучого середовища для контролю рухливості витісняючого агенту через нагнітальну свердловину до вуглеводнемісного пласта після нагнітання змішуваного закачуваного текучого середовища; та видобуток витіснених
Зо вуглеводнів через видобувну свердловину. 0006) На Фіг. 1 наведене схематичне зображення системи для отримання нерозділеної
ШФЛВ згідно з одним варіантом втілення.
Ї0007| На Фіг. 2 наведений вигляд у розрізі вуглеводневмісного пласта згідно з одним варіантом втілення.
ІЇО00О8| На Фіг. З наведений вигляд у розрізі вуглеводневмісного пласта згідно з одним варіантом втілення.
ІЇО009| На Фіг. 4 наведений вигляд у розрізі вуглеводневмісного пласта згідно з одним варіантом втілення.
ІЇО0О10| На Фіг. 5 наведений вигляд у розрізі вуглеводневмісного пласта згідно з одним варіантом втілення.
ІЇ0О011| На Фіг. б наведений вигляд у розрізі вуглеводневмісного пласта згідно з одним варіантом втілення.
І0012| Варіанти втілення цього винаходу включають текучі середовища для підвищення нафтовіддачі, що використовуються для підвищеної та/або покращеної нафтовіддачі залишкових вуглеводнів із вуглеводневмісних пластів. Текучі середовища для підвищення нафтовіддачі містять природні, доступні за місцем компоненти, що забезпечує економічно ефективний підхід. Текучі середовища для підвищення нафтовіддачі допомагають знизити та/або виключити міжфазний натяг залишкових вуглеводнів для підвищення та/або покращення нафтовіддачі. 0013) В одному варіанті втілення текучі середовища для підвищення нафтовіддачі містять нерозділені газоконденсатні рідини (надалі іменуються в цьому документі як нерозділена
ШФЛВ). Ефективність витиснення можна поліпшити, якщо закачувати нерозділену ШФЛВ до пласта в невеликих обсягах (так званими "партіями"), які чергуються з партіями текучого середовища для контролю рухливості витісняючого агенту, такого як вода, загущена вода або азот як засобу зниження рухливості закачаних текучих середовищ. Нерозділена ШФЛВ -- це малокоштовний змішуваний розчинник, який ідеально підходить для підвищеного та/або покращеного видобутку вуглеводнів.
І0014| Нерозділена ШФЛВ -- це нефракціонована вуглеводнева суміш, що містить етан, пропан, бутан, ізобутан і фракцію пентану з більш важкими вуглеводнями. До складу Фракції 60 пентану з більш важкими вуглеводнями входить пентан, ізопентан та/або більш важкі вуглеводні, наприклад вуглеводневі сполуки, що містять принаймні одну з таких як: з від С5 до
Св. Фракція "пентан і більш важкі вуглеводні" може включати, наприклад, природний бензин.
Ї0015| Як правило, нерозділена ШФЛВ -- це побічний продукт конденсованих і деметанізованих потоків вуглеводнів, які видобуваються, наприклад, із сланцевих свердловин, та транспортуються до централізованого об'єкта. Нерозділена ШФЛВ може локально поставлятися з розподільної установки, заводу з виробництва природного газу та/або нафтопереробного заводу та транспортуватися автоцистерною або трубопроводом до місця використання. У своєму нефракціонованому або природному стані (за певних умов тиску та температури, наприклад, у діапазоні 250-600 фунтів на кв. дюйм (надл.) та температурі гирла свердловини або зовнішній температурі), нерозділена ШФЛВ не має спеціалізованого ринку або відомого використання. Нерозділена ШФЛВ має пройти обробку, відому як фракціонування, щоб утворити окремі компоненти, перш ніж буде доведена її справжня цінність. 0016) Композицію нерозділеної ШФЛВ може бути адаптовано для поводження як із рідиною за будь-яких умов. Оскільки вміст етану в нерозділеній ШФЛВ впливає на тиск пари, за необхідності можна регулювати вміст етану. Згідно з одним із прикладів, нерозділену ШФЛВ можна обробляти для отримання низького вмісту етану, наприклад у діапазоні 3-12 відсотків за об'ємом, щоб дозволити транспортування нерозділеної ШФЛВ як рідини в зберігальних ємностях низького тиску. Згідно з іншим прикладом нерозділену ШФЛВ можна обробляти для отримання високого вмісту етану, наприклад у діапазоні 38-60 відсотків за об'ємом, щоб забезпечити транспортування нерозділеної ШФЛВ як рідини в трубопроводах високого тиску.
Ї0017| Нерозділена ШФЛВ відрізняється від зрідженого нафтового газу (ЗВГ). Одна відмінність полягає в тому, що ЗВГ -- це фракціонований продукт, що складається переважно з пропану, або суміші фракціонованих продуктів, що містять пропан і бутан. Інша відмінність полягає в тому, що ЗВГ є фракціонованою вуглеводневою сумішшю, тоді як нерозділена ШФЛВ - нефракціонована вуглеводнева суміш. Інша відмінність полягає в тому, що ЗВГ виробляється на газофракційній установці, за допомогою лінії фракціонування, тоді як нерозділена ШВЛФ може бути отримана з розподільної установки, заводу з виробництва природного газу та/або нафтопереробного заводу. Наступна відмінність полягає в тому, що ЗВГ -- це чистий продукт із точною однаковою композицією, тоді як нерозділена ШВЛФ може мати змінну композицію.
Зо 0018) У своєму нефракціонованому стані нерозділена ШВЛФ не є продуктом із чистотою
ШФЛВ, ї не є сумішшю, що утворена поєднанням одного або декількох продуктів із чистотою
ШФЛВ. Продукт із чистотою ШФЛВ визначається як потік ШФЛВ, що має принаймні 90 95 одного типу вуглецевовмісної молекули. П'ять визнаних продуктів з чистотою ШФЛВ -- це етан (С2), пропан (С3), нерозгалужений бутан (МС4), ізобутан (ІС4) та газоконденсатний бензин (Сб).
Нефракціоновану вуглеводневу суміш направляють на газофракційну установку, де вона кріогенно охолоджується та проходить крізь лінію фракціонування, що складається з послідовності ректифікаційних колон, що називають деетанізаторами, депропанізаторами й дебутанізаторами для фракціонування продуктів із чистотою ШФЛВ із нефракціонованої вуглеводневої суміші. Кожна ректифікаційна колона генерує продукт із чистотою ШФЛВ.
Зріджений нафтовий газ -- це продукт із чистотою ШФЛВ, що складається тільки з пропану, або суміші двох або декількох продуктів із чистотою ШФЛВ, таких як пропан і бутан. Тому зріджений нафтовий газ є фракціонованим вуглеводнем або фракціонованою вуглеводневою сумішшю. 0019) В одному варіанті втілення нерозділена ШВЛФ становить 30-80 90, зокрема за 40-- 60 96, наприклад 43 95 етану; 15-45 95, зокрема 20-35 956, наприклад 27 95, пропану; 5-10 об, наприклад 7 95, нерозгалуженого бутану; 5-40 95, зокрема 10-25 95, наприклад 10 95, ізобутану; та 5-25 95, зокрема 10-20 95, наприклад 13 95, фракції пентану з більш важкими вуглеводнями.
Метан, як правило, становить менше 1 95, наприклад менше 0,5 95, від об'єму рідини. (0020) В одному варіанті втілення нерозділена ШВЛФ містить конденсовані, дегідратовані, десульфурізовані та деметанізовані компоненти потоку природного газу, тиск пари яких не перевищує 600 фунтів на кв. дюйм (надл.) при температурі 100 градусів за Фаренгейтом, при цьому ароматичні вуглеводні складають приблизно 1 ваговий відсоток, а олефіни -- нижче приблизно 1 відсотка за об'ємом рідини. Матеріали та потоки, корисні для описаних тут варіантів втілення, зазвичай включають вуглеводні з температурою плавлення нижче приблизно 0 градусів за Фаренгейтом. (0021 В одному варіанті втілення нерозділена ШФЛВ може бути змішана з хімічним агентом.
Хімічний реагент може бути змішаний із солюбілізуючим текучим середовищем для зрідження будь-яких сухих хімічних речовин для сприяння змішуванню з нерозділеною ШФЛВ.
Солюбілізуюче текуче середовище може містити фракціоновані або очищені вуглеводні, такі як
С3, С4, С5, Сб, С7, С8, С9 та їхні суміші. Солюбілізуюче текуче середовище може містити вуглеводні СЗ3ж-, включаючи пропан, бутан, пентан, лігроїн, толуол, дизельну фракцію, природний бензин та будь-яку їхню комбінацію. (00221 На Фіг. 1 наведене схематичне зображення системи 100 для нерозділеної ШФЛВ для отримання нерозділеної ШФЛВ згідно з одним варіантом втілення для використання з варіантами втілення, що описані в цьому документі. Система 100 включає перший сепаратор 110, систему 120 для триетиленгліколем (ТЕГ), турбодетандер 130 (або, в альтернативному варіанті, клапан Джоуля-Томпсона) і другий сепаратор 140. Потік 101 вуглеводнів, такий як потік вологого природного газу, подається на перший сепаратор 110, де він розділяється на рідкий потік 105 і газовий потік 115. Рідкий потік 105 містить рідкі вуглеводні та воду. Газовий потік 115 потрапляє до системи 120 для ТЕГ, де для осушення газового потоку 115 видаляється водяна пара. Система 120 для ТЕГ осушує газовий потік 115, який відводиться від першого сепаратора 110, доведенням до температури конденсації води з газу до -100 градусів за Фаренгейтом. Газовий потік 125, що виходить із системи 120 із ТЕГ, попадає до турбодетандера 130 (або, в альтернативному варіанті, на клапан Джоуля-Томпсона), який охолоджує газовий потік 125 до температури 0 градусів за Фаренгейтом (або нижче), наприклад до температури в діапазоні від 0 до -100 градусів за Фаренгейтом, наприклад приблизно -30 градусів за Фаренгейтом. 0023) Газовий потік 125 охолоджується до температури 0 градусів за Фаренгейтом (або нижче) для конденсації нерозділеної ШФЛВ із залишкового газового потоку, що є переважно метаном. Охолоджені текучі середовища 135 надходять у другий сепаратор 140, де газовий потік 145, що складає переважно метан, відокремлюється від нерозділеної ШФЛВ 155. Як результат, нерозділена ШФЛВ 155 є побічним продуктом конденсованого та деметанізованого потоку 101 вуглеводнів. (0024) В одному варіанті втілення газовий потік 145 може містити також етан у кількості приблизно від 1 до 50 відсотків за об'ємом. Кількість етану, виділеного за допомогою метану, може контролюватися тиском, що підтримується в другому сепараторі 140. Тиск у другому сепараторі 140 може становити близько 600 фунтів на кв. дюйм або менше. По мірі зниження тиску в другому сепараторі 140, вміст етану в газовому потоці 145 збільшується, а вміст етану нерозділеної ШФЛВ 155 знижується. Нерозділена ШФЛВ 155 може використовуватися для
Зо формування будь-якого текучого середовища для підвищення нафтовіддачі та/або з будь-якими системами та методами, описаними в цьому документі. 0025 Згідно з одним із прикладів за даними Американського товариства з випробувань і матеріалів (А5ТМ) та згідно зі стандартною процедурою випробувань 0-6378 нерозділена
ШФЛВ містить приблизно 43 95 етану, приблизно 27 95 пропану, приблизно 7 95 нерозгалуженого бутану, приблизно 1095 ізобутану та близько 1395 фракції пентану з більш важкими вуглеводнями при максимальному тиску пари приблизно 600 фунтів на кв. дюйм (надл.) та температурі 100 градусів Фаренгейта, із вмістом метану, ароматичних вуглеводнів і олефінів максимально 0,5 об.95 рідини згідно СОРА (Асоціації переробників газу) 2177, 1,0 мас. 95 загального потоку згідно ОРА 2186 та 1,0 об. 95 рідини згідно СРА 2186 відповідно.
І0026б| Згідно з одним із прикладів нерозділена ШФЛВ містить приблизно 28 95 етану, приблизно 42 95 пропану, приблизно 13 95 нерозгалуженого бутану, близько 7 95 ізобутану та приблизно 10 95 фракції пентану з більш важкими вуглеводнями. Згідно з одним із прикладів нерозділена ШФЛВ містить приблизно 48 95 етану, приблизно 31 95 пропану, приблизно 9 95 нерозгалуженого бутану, близько 5 95 ізобутану та приблизно 7 95 фракції пентану з більш важкими вуглеводнями. Згідно з одним із прикладів нерозділена ШФЛВ містить приблизно 37-435956 етану, приблизно 22-23595 пропану, приблизно 795 нерозгалуженого бутану, приблизно 9-11 95 ізобутану та приблизно 13-16 95 фракції пентану з більш важкими вуглеводнями. Згідно з одним із прикладів нерозділена ШФЛВ містить приблизно 10-20 95 принаймні одного вуглеводневої сполуки, що містить п'ять або більше вуглецевовмісних елементів (Св).
І0027| Нерозділена ШФЛВ може містити одну або декілька комбінацій, як ціле або частково, прикладів нерозділеної ШФЛВ та/або варіантів втілення, що описані в цьому документі. 0028) На Фіг. 2 наведена схематична ілюстрація системи 110 нагнітання та видобутку, розміщеної на поверхні 100 над вуглеводневмісним пластом 250 згідно з одним варіантом втілення. Вуглеводневмісний пласт 250 розташовано нижче декількох формацій, і він може бути карбонатним колектором, уламковим колектором або зоною залишкової нафти (КО2). Зокрема, перша підземна формація 220 розташована над другою підземною формацією 230, яка розміщена над третьою підземною формацією 240. Перша, друга та третя підземні формації розташовуються над вуглеводневмісним пластом 250. Нагнітальна свердловина 200 і видобувна свердловина 210 пробурені та проходять крізь першу, другу та третю підземні формації 220-240 і закінчуються у вуглеводневмісному пласті 250.
І0О029| Система 110 нагнітання та видобутку містить нагнітальний комплекс, розташований на поверхні 100. Нагнітальний комплекс включає модуль 103 управління, джерело 102 нерозділеної ШФЛВ, джерело 101 азоту, джерело 106 вторинного текучого середовища та джерело 109 хімічного агенту. Модуль 103 управління виконаний із можливістю безперервно вимірювати, контролювати та регулювати нагнітання текучих середовищ у нагнітальну свердловину 200 крізь одну або декілька ліній 120. Модуль 103 управління також може бути виконаний із можливістю передачі даних щодо текучих середовищ, які закачуються в нагнітальну свердловину 200, до віддаленого місця через мережу зв'язку.
ЇООЗО| Нерозділена ШФЛВ із джерела 102 нерозділеної ШФЛВ, що може бути трубопроводом, подається до одного або декількох резервуарів-сховищ 145, з'єднаних за допомогою лінії 140 з одним або декількома насосами 130, виконаними з можливістю нагнітання нерозділеної ШФЛВ до модуля 103 управління крізь лінію 131. Газоподібний азот з джерела 101 азоту, який може бути трубопроводом, також надходить до модуля 103 управління. 0031 Одне або декілька вторинних текучих середовищ із джерела 106 вторинного текучого середовища подаються крізь лінію 105 одним або декількома насосами 104 і нагнітається до модуля 103 управління по лінії 132. Вторинні текучі середовища можуть містити принаймні одне з таких як: ароматичні вуглеводні, алкани та сира нафта. Ароматичні вуглеводні можуть містити принаймні одне з таких як: бензол, лігроїн, ксилол, толуол, мазут, олефіни та дизельна фракція.
Алкани можуть містити принаймні один із таких як: гептан, октан і гексан. Сира нафта може містити принаймні одне з таких як: залишкова нафта у вуглеводневмісному пласті, важка нафта, середня нафта, легка нафта, конденсат і залишкова нафта в зоні залишкової нафти (КО2).
Ї0ООЗ2| Один або декілька хімічних агентів із джерела 109 хімічних агентів подається крізь лінію 108 одним або декількома насосами 107 і нагнітається до модуля 103 управління по лінії 133. Хімічні агенти можуть включати хімічні агенти на неводній основі та/або хімічні агенти на водній основі. Хімічні агенти на неводній основі включають, серед іншого, піноутворюючі агенти на неводній основі, стабілізатори піни, емульгуючі агенти, гелюючі агенти, загущувачі, поверхнево-активні речовини, наночастинки та їхні комбінації. Хімічні агенти на водній основі включають, серед іншого, піноутворюючі агенти на водній основі, стабілізатори піни, емульгуючі агенти, гелюючі агенти, загущувачі поверхнево-активні речовини, наночастинки, деемульгатори, знижувачі тертя, інгібітори відкладень, біоциди, кислоти, буферні агенти / регулятори рн, стабілізатори глини, інгібітори корозії, зшивачі, стабілізатори заліза, розчинники та їхні комбінації.
Ї0ОЗЗ| Нерозділена ШФЛВ, газоподібний азот, вторинні текучі середовища та хімічні агенти надходять до модуля 103 управління, за допомогою якого відбувається керування комбінаціями та часом закачування текучих середовищ у нагнітальну свердловину 200. Крім того, модуль 103 управління дозволяє контролювати й вимірювати рівні, витрати, тиск та/або температуру текучих середовищ, що надходять і виходять із модуля 103 управління. Модуль 103 управління виконаний із можливістю безперервного регулювання суміші текучих середовищ, які закачуються в нагнітальну свердловину 200 за необхідністю, щоб забезпечити оптимальний видобуток текучого середовища з вуглеводневмісного пласта 250. 0034) Стосовно Фіг. 2, можна нагнітати поперемінні партії нерозділеної ШФЛВ, хімічного агенту, що містять поверхнево-активну речовину (наприклад, піноутворюючий агент), допоміжне вторинне текуче середовище та газоподібний азот до вуглеводневмісного пласта 250 крізь нагнітальну свердловину 200 за допомогою модуля 103 управління через одну або декілька ліній 120. Модуль 103 управління виконаний із можливістю нагнітання окремих партій 260 нерозділеної ШФЛВ, поверхнево-активної речовини та допоміжного вторинного текучого середовища з подальшим нагнітанням окремих партій 270 газоподібного азоту. Модуль 103 управління виконаний із можливістю нагнітання суміші нерозділеної ШФЛВ, поверхнево- активної речовини та допоміжного вторинного текучого середовища окремими партіями 260, припиняючи при цьому нагнітання газоподібного азоту. Аналогічно модуль 103 управління виконаний із можливістю після заздалегідь визначеного проміжку часу нагнітання газоподібного азоту окремими партіями 270, припиняючи закачування нерозділеної ШФЛВ, поверхнево- активної речовини та допоміжного вторинного текучого середовища.
І0035| В одному варіанті втілення нерозділена ШФЛВ, поверхнево-активна речовина, допоміжне вторинне текуче середовище та газоподібний азот змішуються за допомогою модуля 103 управління, зокрема всередині модуля 103 управління, та/або за допомогою одночасного нагнітання всіх текучих середовищ до лінії 120, для утворення вуглеводневої піни, яка бо нагнітається безперервною партією до вуглеводневмісного пласта 250.
І0ОЗ6І| Партії 270 газоподібного азоту можуть використовуватись як текуче середовище для контролю рухливості витісняючого агенту для зниження рухливості закачаних текучих середовищ у межах вуглеводневмісного пласта 250 для запобігання швидкого прориву закачаних текучих середовищ із нагнітальної свердловини 200 до видобувної свердловини 210.
Поліпшення співвідношення рухливості між залишковою пластовою нафтою та закачаними текучими середовищами покращує ефективність витіснення та охоплення площі, що призводить до поліпшення видобутку вуглеводнів у вуглеводневмісному пласті 250. Хоча опис наведено для газоподібного азоту, інші текучі середовища для контролю рухливості витісняючого агенту, які можуть використовуватись у варіантах втілення, розкритих в цьому документі, включають, серед іншого, діоксид вуглецю, азот, природний газ, метан, ЗПГ, етан, воду та загущену воду.
Ї0037| Закачані текучі середовища допомагають переміщати та витісняти текучі середовища, які містять вуглеводні, у межах вуглеводневмісного пласта 250 до видобувної свердловини 210. Нерозділена ШФЛВ, поверхнево-активна речовина, допоміжне вторинне текуче середовище, газоподібний азот, природний газ, пластова вода та пластова нафта виводяться на поверхню 100 через видобувну свердловину 210 і видобувний комплекс системи 110 нагнітання та видобутку, розташованої на поверхні 100. Видобувний комплекс включає трифазний сепаратор 160, один або декілька резервуарів-сховищ 180 та додаткову систему 152 видалення азоту.
І0ООЗ8)| Видобуті текучі середовища потрапляють догори через видобувну свердловину 210 до трифазного сепаратора 160 по лінії 150, де всі вони розділяються на рідини й гази. Розділені текучі середовища, наприклад нафта та вода, стікають у резервуари-сховища 180 по лінії 170.
Розділені гази, наприклад азот і вуглеводневі гази, потрапляють у допоміжну систему 152 вилучення азоту крізь лінію 151, де азот викидається в атмосферу, а вуглеводневі гази потрапляють до лінії 153 для постачання газу споживачеві. У разі відсутності забруднень азотом видобутих текучих середовищ, відокремлені гази можуть виводитися безпосередньо до лінії 153 для постачання газу споживачеві без проходження системи 152 вилучення азоту. 0039) Після закінчення нагнітання текучих середовищ для підвищення нафтовіддачі модуль 103 управління налаштовують на нагнітання кінцевого витісняючого текучого середовища до вуглеводневмісного пласта 250 для повного витіснення текучих середовищ для підвищення
Зо нафтовіддачі талабо будь-яких рухливих вуглеводнів у видобувну свердловину 210. Текучі середовища для підвищення нафтовіддачі можуть містити приблизно 30 95-50 95 порового об'єму вуглеводневмісного пласта 250, а кінцеве витісняюче текуче середовище може становити приблизно 50 95-70 95 порового об'єму вуглеводневмісного пласта 250. Кінцеве витісняюче текуче середовище може включати, серед іншого, діоксид вуглецю, азот, природний газ, метан, ЗПГ, етан, воду, загущену воду та/або їхні комбінації.
Ї0040| На Фіг. З наведена схематична ілюстрація системи 310 нагнітання та видобутку, подібної до системи 210 нагнітання та видобутку. Ці аналогічні компоненти мають однаковий базовий ідентифікаційний номер, але позначені ідентифікаційним номером серії 300, ії для стислості повний опис кожного компонента в цьому документі не буде повторюватися. Однією відмінністю системи 310 нагнітання та видобутку є додавання джерела 334 водопостачання як частини нагнітального комплексу. Джерело 334 водопостачання підключено до одного або декількох насосів 336 через лінію 335, за допомогою яких вода нагнітається до модуля 103 управління по лінії 337. Вода, що подається з джерела 334 водопостачання, може включати насичений мінеральний розчин, морську воду, пластову воду або воду з хлоридом калію. Вода з хлоридом калію містить до 4 95 хлориду калію. Вода може містити до 10 95 рідкої фази текучого середовища для підвищення нафтовіддачі. 0041) Стосовно Фіг. 3, можна нагнітати поперемінні партії нерозділеної ШФЛВ, хімічного агенту, що містить поверхнево-активну речовину (яка може діяти як піноутворюючий та/або емульгуючий агент), воду, допоміжне вторинне текуче середовище та газоподібний азот до вуглеводневмісного пласта 250 крізь нагнітальну свердловину 200 за допомогою модуля 303 управління через одну або декілька ліній 320. Модуль 303 управління виконаний із можливістю нагнітання окремих партій 260 нерозділеної ШФЛВ, поверхнево-активної речовини, води та допоміжного вторинного текучого середовища з подальшим нагнітанням окремих партій 270 газоподібного азоту. Модуль 103 управління виконаний із можливістю нагнітання суміші нерозділеної ШФЛВ, поверхнево-активної речовини, води та допоміжного вторинного текучого середовища окремими партіями 260, припиняючи при цьому нагнітання газоподібного азоту.
Аналогічно модуль 303 управління виконаний із можливістю нагнітання газоподібного азоту окремими партіями 270 після заздалегідь визначеного проміжку часу, припиняючи нагнітання нерозділеної ШФЛВ, поверхнево-активної речовини, води та допоміжного вторинного текучого бо середовища.
0042) В одному варіанті втілення нерозділена ШФЛВ, поверхнево-активна речовина, вода, допоміжне вторинне текуче середовище та газоподібний азот змішуються за допомогою модуля 303 управління, зокрема всередині модуля 303 управління та/або за допомогою одночасного нагнітання всіх текучих середовищ до лінії 320, для утворення піни на основі емульсії, яка нагнітається безперервною партією до вуглеводневмісного пласта 250.
Ї0043| Закачані текучі середовища допомагають переміщати та витісняти текучі середовища, які містять вуглеводні, у межах вуглеводневмісного пласта 250 до видобувної свердловини 210. Нерозділена ШФЛВ, поверхнево-активна речовина, вода, що нагнітається, допоміжне вторинне текуче середовище, газоподібний азот, природний газ, пластова вода та пластова нафта виводяться на поверхню 100 через видобувну свердловину 210, де вони розділяються за допомогою видобувного комплексу, як описано вище. Після закінчення нагнітання текучих середовищ для підвищення нафтовіддачі до вуглеводневмісного пласта 250 може бути закачано кінцеве витісняюче текуче середовище для повного витіснення текучих середовищ для підвищення нафтовіддачі та/або будь-яких рухливих вуглеводнів у видобувну свердловину 210. 0044) На Фіг. 4 наведена схематична ілюстрація системи 410 нагнітання та видобутку, подібної до системи 310 нагнітання та видобутку. Ці аналогічні компоненти мають однаковий базовий ідентифікаційний номер, але позначені ідентифікаційним номером серії 400, ії для стислості повний опис кожного компонента в цьому документі не буде повторюватися. Існує дві відмінності системи 410 нагнітання та видобутку -- це видалення джерела 301 азоту з нагнітального комплексу та усунення системи 352 видалення азоту з видобувного комплексу.
Ї0045| Стосовно Фіг. 4, можна нагнітати безперервну партію 260 нерозділеної ШФЛВ, хімічного агенту, що містить емульгуючий агент (такий як поверхнево-активна речовина), воду та допоміжне вторинне текуче середовище до вуглеводневмісного пласта 250 крізь нагнітальну свердловину 200 за допомогою модуля 403 управління через одну або декілька ліній 420.
Нерозділена ШФЛВ, емульгуючий агент, вода та допоміжне вторинне текуче середовище змішуються за допомогою модуля 403 управління, зокрема всередині модуля управління 403 та/або за допомогою одночасного нагнітання всіх текучих середовищ до лінії 420, для утворення емульсії, яка нагнітається безперервною партією 260 до вуглеводневмісного пласта 250.
Зо ІЇ0046| Закачані текучі середовища допомагають переміщати та витісняти текучі середовища, які містять вуглеводні, у межах вуглеводневмісного пласта 250 до видобувної свердловини 210. Нерозділена ШФЛВ, емульгуючий агент, вода, що нагнітається, допоміжне вторинне текуче середовище, природний газ, пластова вода та пластова нафта виводяться на поверхню 100 через видобувну свердловину 210, де вони розділяються за допомогою видобувного комплексу, як описано вище. Після закінчення нагнітання текучих середовищ для підвищення нафтовіддачі до вуглеводневмісного пласта 250 може бути закачано кінцеве витісняюче текуче середовище для повного витіснення текучих середовищ для підвищення нафтовіддачі та/або будь-яких рухливих вуглеводнів у видобувну свердловину 210.
Ї0047| На Фіг. 5 наведена схематична ілюстрація системи 510 нагнітання та видобутку, подібної до системи 410 нагнітання та видобутку. Ці аналогічні компоненти мають однаковий базовий ідентифікаційний номер, але позначені ідентифікаційним номером серії 500, і для стислості повний опис кожного компонента в цьому документі не буде повторюватися. Однією відмінністю системи 510 нагнітання та видобутку є видалення джерела 434 водопостачання з нагнітального комплексу.
Ї0048| Стосовно Фіг. 5, можна нагнітати безперервну партію 260 нерозділеної ШФЛВ, хімічного агенту, що містить гелюючий агент, та допоміжне вторинне текуче середовище до вуглеводневмісного пласта 250 крізь нагнітальну свердловину 200 за допомогою модуля 503 управління через одну або декілька ліній 520. Нерозділена ШФЛВ, гелюючий агент, вода та допоміжне вторинне текуче середовище змішуються за допомогою модуля 503 управління, зокрема всередині модуля 503 управління та/або за допомогою одночасного нагнітання всіх текучих середовищ до лінії 520, для утворення гельованого текучого середовища для підвищення нафтовіддачі, яка нагнітається безперервною партією 260 до вуглеводневмісного пласта 250.
Ї0049| Закачані текучі середовища допомагають переміщати та витісняти текучі середовища, які містять вуглеводні, у межах вуглеводневмісного пласта 250 до видобувної свердловини 210. Нерозділена ШФЛВ, гелюючий агент, допоміжне вторинне текуче середовище, природний газ, пластова вода та пластова нафта виводяться на поверхню 100 через видобувну свердловину 210, де вони розділяються за допомогою видобувного комплексу, як описано вище. Після закінчення нагнітання текучих середовищ для підвищення нафтовіддачі бо до вуглеводневмісного пласта 250 може бути закачано кінцеве витісняюче текуче середовище для повного витіснення текучих середовищ для підвищення нафтовіддачі та/або будь-яких рухливих вуглеводнів у видобувну свердловину 210.
Ї0ОО50ОЇ| На Фіг. 6 наведена схематична ілюстрація системи 610 нагнітання та видобутку, розміщена на поверхні 600 над вуглеводневмісним пластом 750 згідно з одним варіантом втілення. Вуглеводневмісний пласт 750 розташовано під декількома формаціями. Зокрема перша підземна формація 720 розташована над другою підземною формацією 730, яка знаходиться над третьою підземною формацією 740. Перша, друга та третя підземні формації розташовуються над вуглеводневмісним пластом 750. Нагнітальна свердловина 700 пробурена і проходить крізь першу, другу та третю підземні формації 720-740 і закінчується у вуглеводневмісному пласті 750.
Ї0О051| Система 610 нагнітання та видобутку містить нагнітальний комплекс, розташований на поверхні 600. Нагнітальний комплекс включає джерело 660 нерозділеної ШФЛВ, джерело 640 азоту та джерело 607 хімічного агенту. Хімічний агент, що містить наночастинки з джерела 607 хімічного агенту, подається одним або декількома насосами 608 до джерела 660 нерозділеної ШФЛВ через лінії 608 і 610. Нерозділена ШФЛВ та наночастинки подаються одним або декількома насосами 630 крізь лінію 622 до лінії 620, де вони потім закачуються крізь нагнітальну свердловину 700 до вуглеводневмісного пласта 750, як довідковою стрілкою 760. 0052) Після закачування нерозділеної ШФЛВ та наночастинок, рідкий азот із джерела 640 азоту подається у випарник 620 по лінії 621, де він випаровується в газоподібний азот і виводиться по лінії 633 до лінії 620. Потім газоподібний азот нагнітається крізь нагнітальну свердловину 700 до вуглеводневмісного пласта 750 для полегшення додаткового витіснення в пласт нерозділеної ШФЛВ і наночастинок, де їм дають змогу просочуватися заздалегідь визначений час. 0053) Після заздалегідь визначеної кількості часу закачані текучі середовища допомагають переміщати та витісняти текучі середовища, які містять вуглеводні, у межах вуглеводневмісного пласта 750 для подальшого видобутку через ту ж саму нагнітальну свердловину 700 (процес також відомий як пароциклічна обробка). Нерозділена ШФЛВ, наночастинки, газоподібний азот, природний газ, пластова вода та пластова нафта, як визначено довідкою стрілкою 770, видобуваються на поверхню 600 крізь нагнітальну свердловину 700 на видобувний комплекс
Зо системи 610 нагнітання та видобутку, розташованої на поверхні 600. Видобувний комплекс включає трифазний сепаратор 660, один або декілька резервуарів-сховищ 680 та додаткову систему 652 видалення азоту. 00541 Видобуті текучі середовища потрапляють нагору через нагнітальну свердловину 700 до трифазного сепаратора 660 по лінії 650, де розділяються на рідини й гази. Розділені текучі середовища, наприклад нафта та вода, стікають у резервуари-сховища 680 по лінії 770.
Розділені гази, наприклад азот і вуглеводневі гази, потрапляють у допоміжну систему 652 вилучення азоту крізь лінію 651, де азот викидається в атмосферу, а вуглеводневі гази потрапляють до лінії 653 для постачання газу споживачеві. У разі відсутності забруднень азотом видобутих текучих середовищ, відокремлені гази можуть виводитися безпосередньо до лінії 653 для постачання газу споживачеві без проходження системи 652 вилучення азоту.
Ї0055)| Описані вище нагнітальні свердловини можуть включати масив вертикальних та/або горизонтальних нагнітальних свердловин. Видобувні свердловини, що описані вище, можуть включати масив вертикальних та/або горизонтальних видобувних свердловин.
Ї0056| Подача нерозділеної ШФЛВ може передбачатися в резервуарах-сховищах для нерозділеної ШФЛВ, які складаються з напірних ємностей, що знаходяться на майданчику, для зберігання нерозділеної ШФЛВ, які переміщуються від регіонального магістрального трубопроводу нерозділеної ШФЛВ, регіонального газорозподільника або установки з переробки газу за допомогою автоцистерн.
І0057| Текучі середовища для підвищення нафтовіддачі, такі як вуглеводнева піна, піна на основі емульсії, емульсія та розкриті в цьому документі гельовані текучі середовища для підвищення нафтовіддачі, можуть містити хімічний агент, що містить поверхнево-активну речовину, при цьому поверхнево-активна речовина (ПАР) містить принаймні одну з таких як: неіонна ПАР, аніонна ПАР і катіонна ПАР, при чому ПАР має масову концентрацію до 5 95 текучого середовища для підвищення нафтовіддачі. 0058) Розкриті в цьому документі текучі середовища для підвищення нафтовіддачі, такі як емульсія, можуть містити загущувач, при цьому загущувач містить принаймні один із таких як: розчинний у вуглеводнях співполімер і водорозчинний загущувач. Водорозчинний загущувач містить принаймні одне з таких як: водорозчинні співполімери, полісахариди, гуарову смолу, в'язкопружні поверхнево-активні речовини, зшивачі, целюлозні загущувачі та бо гідроксіетилцелюлозу.
0059) Розкриті в цьому документі текучі середовища для підвищення нафтовіддачі, такі як вуглеводнева піна, піна на основі емульсії, емульсія та гельовані текучі середовища для підвищення нафтовіддачі, можуть містити хімічні агенти на неводній основі. Хімічні агенти на неводній основі включають, серед іншого, піноутворюючі агенти на неводній основі, стабілізатори піни, емульгуючі агенти, гелюючі агенти, загущувачі, поверхнево-активні речовини, наночастинки та їхні комбінації. 0060) Розкриті в цьому документі текучі середовища для підвищення нафтовіддачі, такі як піна на основі емульсії, емульсія, можуть містити хімічні агенти на водній основі. Хімічні агенти на водній основі включають, серед іншого, піноутворюючі агенти на водній основі, стабілізатори піни, емульгуючі агенти, гелюючі агенти, загущувачі, поверхнево-активні речовини, наночастинки, деемульгатори, знижувачі тертя, інгібітори відкладень, біоциди, кислоти, буферні агенти / регулятори рН, стабілізатори глини, інгібітори корозії, зшивачі, стабілізатори заліза, розчинники та їхні комбінації. 0061) Розкриті в цьому документі текучі середовища для підвищення нафтовіддачі, такі як вуглеводнева піна, піна на основі емульсії, можуть містити піноутворюючі агенти. Піноутворюючі агенти включають, серед іншого, неіонні поверхнево-активні речовини, при цьому неіонні ПАР містять принаймні одну з таких як: силоксанова ПАР, фторована ПАР, естер жирної кислоти, гліцерид, силіконовий емульгатор, гідрофобний діоксид кремнію в порошку, та їхні комбінації.
І0062| Піноутворюючі агенти можуть також включати, серед іншого, поверхнево-активні речовини, такі як неіонні ПАР, аніонні ПАР, катіонні ПАР, іС9О-гліколь, ІС10-гліколь, 1-пропанол, ізопропанол, 2-бутанол, бутилгліколь, сульфонові кислоти, сполуки бетаїну, фторовані ПАР, вуглеводневі розчинники, алюмінієві мила, фосфатні естери, сульфати етерів спиртів, сульфат спирту, алкілсульфати, ізотіонати, саркозинати, ацілсаркозинати, олефінсульфонати, алкілетеркарбоксілати, ациламіди спиртів, оксиди амінів, алкілбензолсульфонат, алкілнафталінсульфонати, етоксилати жирних спиртів, етоксилати оксоспиртів, алкілетоксілати, алкілфенолетоксілати, етоксілати жирних амінів і жирних амідів, алкілполіглюкозіди, етоксілати оксоспиртів, алкоксилати спиртів Гербе, алкілетерсульфонат, блок-співполімери етиленоксиду та пропіленоксиду, бетаїни, кокамідопропілбетаїн, С8-С10 алкіламідопропілбетаїн, сульфобетаїни, алкенілсульфонати, алкілгліколі, алкоксілати спиртів, сульфосукцинати,
Зо алкілетерфосфати, естерквати, похідні діациламонію, похідні триациламонію та їхні комбінації. 0063) Розкриті в цьому документі текучі середовища для підвищення нафтовіддачі, такі як вуглеводнева піна та піна на основі емульсії можуть містити стабілізатори піни. Стабілізатори піни включають, серед іншого, розчинні у вуглеводнях співполімери, білки, мікрочастинки, наночастинки, діоксид кремнію та його похідні, які, як відомо, стабілізують піну та емульсії за допомогою твердих частинок (так звані емульсії Пікерінга). Стабілізатори піни можуть містити добавки, що підвищують в'язкість текучого середовища для підвищення нафтовіддачі, що містять згущувачі, такі як полімерні структури. 0064) Розкриті в цьому документі текучі середовища для підвищення нафтовіддачі, такі як гельовані текучі середовища для підвищення нафтовіддачі, можуть містити гелюючі агенти.
Гелюючі агенти включають, серед іншого, розчинні у вуглеводнях співполімери, фосфатні естери, зшивачі з металоорганічними комплексами, карбамати амінів, алюмінієві мила, кокоамін (С12-С14), себациноїлхлорид, олеїламін (С18), толуол-2,4-діїзоціанат, толуол-2,6-діїзоціанат та їхні комбінації. 0065) Розкриті в цьому документі текучі середовища для підвищення нафтовіддачі, такі як вуглеводнева піна, піна на основі емульсії, емульсія та гельовані текучі середовища для підвищення нафтовіддачі можуть містити вторинні текучі середовища. Вторинні текучі середовища включають, серед іншого, ароматичні вуглеводні, алкани, сиру нафту та їхні комбінації. Вторинне текуче середовище може містити 10 95 за об'ємом (або менше) текучих середовищ для підвищення нафтовіддачі, що описані в цьому документі. Ароматичні вуглеводні можуть містити принаймні одне з таких як: бензол, лігроїн, ксилол, толуол, мазути, олефіни та дизельну фракцію. Алкани можуть містити принаймні один із таких як: гептан, октан їі гексан.
Сира нафта може містити принаймні одне з таких як: залишкова нафта у вуглеводневмісному пласті, важка нафта, середня нафта, легка нафта, конденсат і залишкова нафта в КО. 0066) Розкриті в цьому документі текучі середовища для підвищення нафтовіддачі можуть містити нефракціоновану вуглеводневу суміш, яка містить етан, пропан, бутан, ізобутан і фракцію пентану з білош важкими вуглеводнями; при цьому етан, пропан і бутан складають щонайменше 75 95 за об'ємом нефракціонованої вуглеводневої суміші.
І0067| Розкриті в цьому документі текучі середовища для підвищення нафтовіддачі можуть містити нефракціоновану вуглеводневу суміш, яка містить етан, пропан, бутан, ізобутан і фракцію пентану з більш важкими вуглеводнями; при цьому етан складає щонайменше 3 95 за об'ємом нефракціонованої вуглеводневої суміші. 0068) Текучі середовища для підвищення нафтовіддачі можуть містити нефракціоновану вуглеводневу суміш, яка містить етан, пропан, бутан, ізобутан і фракцію пентану з більш важкими вуглеводнями; при цьому фракцію пентану з більш важкими вуглеводнями складає менше 30 95 за об'ємом нефракціонованої вуглеводневої суміші. 0069) Розкриті в цьому документі текучі середовища для підвищення нафтовіддачі можуть бути утворені з будь-яким типом газу, таким як діоксид вуглецю, азот, природний газ, метан,
ЗПГ та/лабо етан, і для утворення вуглеводневої піни включати один або декілька піноутворюючих агентів, таких як поверхнево-активна речовина. Вміст газу в текучому середовищі для підвищення нафтовіддачі може становити приблизно від 5595 до 95 95 за об'ємом.
Ї0070| Хоча вищенаведене спрямоване на певні варіанти втілення, інші та подальші варіанти втілення можуть бути розроблені, не відступаючи від основної сфери його застосування, і їхній обсяг визначається формулою, що наводиться далі.
Claims (23)
1. Спосіб підвищення або покращення нафтовіддачі, який включає: змішування нерозділеної широкої фракції легких вуглеводнів (ШФЛВ), емульгуючого агента та води для утворення емульсії, при цьому нерозділена ШФЛВ містить нефракціоновану вуглеводневу суміш, яка є побічним продуктом конденсованого та деметанізованого потоку вуглеводнів, які можуть змішуватися з вуглеводнями у вуглеводневмісному пласті, причому нефракціонована вуглеводнева суміш містить етан, пропан і бутан у кількості щонайменше 75 95 за об'ємом, причому нефракціонована вуглеводнева суміш містить фракцію пентану з більш важкими вуглеводнями в кількості менше 30 95 за об'ємом, при цьому нефракціонована вуглеводнева суміш конденсується з потоку вуглеводнів при температурі 0 градусів за Фаренгейтом або нижче; і причому нефракціонована вуглеводнева суміш поставляється та транспортується з окремого переробного об'єкта, який розташований у місці, віддаленому від вуглеводневмісного пласта, при цьому окремий Зо переробний об'єкт містить щонайменше одне з розподільної установки, заводу з виробництва природного газу та нафтопереробного заводу, і при цьому нефракціоновану вуглеводневу суміш транспортують автоцистерною або трубопроводом з окремого переробного об'єкта до вуглеводневмісного пласта; нагнітання емульсії через нагнітальну свердловину до вуглеводневмісного пласта для переміщення та витіснення вуглеводнів; і видобуток вуглеводнів через видобувну свердловину.
2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що нагнітальна свердловина містить масив вертикальних або горизонтальних нагнітальних свердловин, і видобувна свердловина містить масив вертикальних або горизонтальних видобувних свердловин, зміщених відносно масиву нагнітальних свердловин.
З. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що додатково включає нагнітання кінцевого витісняючого текучого середовища до вуглеводневмісного пласта після закінчення нагнітання емульсії, при цьому кінцеве витісняюче текуче середовище містить принаймні одне з таких як: азот, діоксид вуглецю, ЗПГ, природний газ, етан, вода та загущена вода.
4. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що вуглеводневмісний пласт є карбонатним колектором, уламковим колектором або зоною залишкової нафти (КО2).
5. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що вода є пластовою водою та містить до 10 95 рідкої фази емульсії.
6. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що вода є водою з хлоридом калію та містить до 10 95 рідкої фази емульсії, при цьому вода з хлоридом калію містить до 4 Фо хлориду калію.
7. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що емульгуючий агент є ПАР, і при цьому ПАР містить принаймні одну з таких як: неіонна ПАР, аніонна ПАР і катіонна ПАР, причому ПАР має масову концентрацію до 5 95.
8. Спосіб за п. 7, який відрізняється тим, що неіонна ПАР містить принаймні одне з таких як: силоксанова ПАР, фторована ПАР, естер жирної кислоти, гліцерид і силіконовий емульгатор.
9. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що додатково включає додавання вторинного текучого середовища до емульсії, при цьому вторинне текуче середовище містить принаймні одне з таких як: ароматичні вуглеводні, алкани та сира нафта, і причому вторинне текуче середовище складає 10 95 за об'ємом або менше емульсії.
10. Спосіб за п. 9, який відрізняється тим, що сира нафта містить принаймні одне з таких як: залишкова нафта у вуглеводневмісному пласті, важка нафта, середня нафта, легка нафта, конденсат і залишкова нафта в КО.
11. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що додатково включає додавання наночастинок до емульсії.
12. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що додатково включає додавання загусника до емульсії, при цьому загусник містить принаймні один із таких як: розчинний у вуглеводнях співполімер та водорозчинний загусник, і причому водорозчинний загусник містить принаймні одне з таких як: водорозчинні співполімери, полісахариди, гуарову смолу, в'язкопружні ПАР, зшивачі, целюлозні загусники та гідроксіетилцелюлозу.
13. Спосіб підвищення або покращення нафтовіддачі, який включає: змішування нерозділеної ШФЛВ і гелюючого агента для утворення гельованого текучого середовища для підвищення нафтовіддачі, при цьому нерозділена ШФЛВ містить нефракціоновану вуглеводневу суміш, яка є побічним продуктом конденсованого та деметанізованого потоку вуглеводнів, які можуть змішуватися з вуглеводнями, причому нефракціонована вуглеводнева суміш містить етан, пропан і бутан у кількості щонайменше 7596 за об'ємом, причому нефракціонована вуглеводнева суміш містить фракцію пентану з більш важкими вуглеводнями в кількості менше 30 95 за об'ємом, при цьому нефракціонована вуглеводнева суміш конденсується з потоку вуглеводнів при температурі 0 градусів за Фаренгейтом або нижче; і причому нефракціонована вуглеводнева суміш поставляється та транспортується з окремого переробного об'єкта, який розташований у місці, віддаленому від вуглеводневмісного пласта, при цьому окремий переробний об'єкт містить щонайменше одне з розподільної установки, заводу з виробництва природного газу та нафтопереробного заводу, і при цьому нефракціоновану вуглеводневу суміш транспортують автоцистерною або трубопроводом з окремого переробного об'єкта до вуглеводневмісного пласта; нагнітання гельованого текучого середовища для підвищення нафтовіддачі через нагнітальну свердловину до вуглеводневмісного пласта для переміщення та витіснення вуглеводнів; і видобуток вуглеводнів через видобувну свердловину.
14. Спосіб за п. 13, який відрізняється тим, що нагнітальна свердловина містить масив Зо вертикальних або горизонтальних нагнітальних свердловин, і видобувна свердловина містить масив вертикальних або горизонтальних видобувних свердловин, зміщених відносно масиву нагнітальних свердловин.
15. Спосіб за п. 13, який відрізняється тим, що додатково включає нагнітання кінцевого витісняючого текучого середовища до вуглеводневмісного пласта після закінчення нагнітання гельованого текучого середовища для підвищення нафтовіддачі; при цьому кінцеве витісняюче текуче середовище містить принаймні одне з таких як: азот, діоксид вуглецю, ЗПГ, природний газ, етан, вода та загущена вода.
16. Спосіб за п. 13, який відрізняється тим, що гелюючий агент містить принаймні одне з таких як: розчинні у вуглеводнях співполімери, фосфатні естери, зшивачі з металоорганічними комплексами, карбамати амінів, алюмінієві мила, кокоамін (С12-С14), себациноїлхлорид, олеїламін (С18), толуол-2,4-діізоціанат та толуол-2,6б-діїзоціанат.
17. Спосіб за п. 13, який відрізняється тим, що додатково включає додавання вторинного текучого середовища до гельованого текучого середовища для підвищення нафтовіддачі, при цьому вторинне текуче середовище містить принаймні одне з таких як: ароматичні вуглеводні, алкани та сира нафта, причому вторинне текуче середовище складає 10 95 за об'ємом або менше гельованого текучого середовища для підвищення нафтовіддачі.
18. Спосіб за п. 17, який відрізняється тим, що сира нафта містить принаймні одне з таких як: залишкова нафта у вуглеводневмісному пласті, важка нафта, середня нафта, легка нафта, конденсат і залишкова нафта в КО.
19. Спосіб за п. 13, який відрізняється тим, що додатково включає додавання наночастинок до гельованого текучого середовища для підвищення нафтовіддачі.
20. Спосіб підвищення або покращення нафтовіддачі, який включає: нагнітання текучого середовища нерозділеної ШФЛВ для підвищення нафтовіддачі через нагнітальну свердловину до вуглеводневмісного пласта для переміщення та витіснення вуглеводнів, при цьому нерозділена ШФЛВ містить нефракціоновану вуглеводневу суміш, яка є побічним продуктом конденсованого та деметанізованого потоку вуглеводнів, який може змішуватися з вуглеводнями, причому нефракціонована вуглеводнева суміш містить етан, пропан і бутан у кількості щонайменше 75 95 за об'ємом, і причому нефракціонована вуглеводнева суміш містить фракцію пентану з більш важкими вуглеводнями в кількості менше 30 95 за об'ємом, при цьому нефракціонована вуглеводнева суміш конденсується з потоку вуглеводнів при температурі 0 градусів за Фаренгейтом або нижче; і видобуток вуглеводнів через нагнітальну свердловину, і причому нефракціонована вуглеводнева суміш поставляється та транспортується з окремого переробного об'єкта, який розташований у місці, віддаленому від вуглеводневмісного пласта, при цьому окремий переробний об'єкт містить щонайменше одне з розподільної установки, заводу з виробництва природного газу та нафтопереробного заводу, і при цьому нефракціоновану вуглеводневу суміш транспортують автоцистерною або трубопроводом з окремого переробного об'єкта до вуглеводневмісного пласта.
21. Спосіб за п. 20, який відрізняється тим, що нагнітальна свердловина містить одну або декілька вертикальних або горизонтальних свердловин.
22. Спосіб за п. 20, який відрізняється тим, що додатково включає нагнітання газоподібного азоту до вуглеводневмісного пласта після нагнітання нерозділеної ШФЛВ для підвищення нафтовіддачі.
23. Спосіб за п. 20, який відрізняється тим, що текуче середовище нерозділеної ШФЛВ для підвищення нафтовіддачі містить наночастинки. а 730 116 120 мо і 145 ко ) рн і ТУРБОДЕТАНДЕР у : -Ї СЕПАРАТОР СИСТЕМА ло 0 АБО КЛАПАН о) . ДЛЯ ТЕГ | ДЖОУЛЯ-ТОМПСОНА 101 л х вв і КН 4 105 ! 125 135
Фік. 1 115 дише 108 "ов 7 у л 183 152 . Га 153 ! 103 рову зов 00СЛМ 7 132 - : Ї чо ( га 151 с с. 160 180 ) 170 145 130 ї2о о | / 2 пнннннні ЗІ ин 1 ) | ден тт лют я щу о-200 до й песен - І : ! 270 тн | . 249 ПОГ тн - ! зи ре -- петттеттк ! я М я
Фк. 2
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201662380446P | 2016-08-28 | 2016-08-28 | |
| US15/680,907 US10570332B2 (en) | 2016-08-28 | 2017-08-18 | Y-grade NGL fluids for enhanced oil recovery |
| PCT/US2018/044917 WO2019036199A1 (en) | 2016-08-28 | 2018-08-02 | Y-QUALITY NGL FLUIDS FOR IMPROVED OIL RECOVERY |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA127499C2 true UA127499C2 (uk) | 2023-09-13 |
Family
ID=61240467
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UAA202001271A UA127499C2 (uk) | 2016-08-28 | 2018-08-02 | Нерозділена широка фракція легких вуглеводнів для підвищення нафтовіддачі |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (4) | US10577533B2 (uk) |
| CA (1) | CA3073024C (uk) |
| MX (1) | MX2020001852A (uk) |
| RO (1) | RO134397A2 (uk) |
| RU (1) | RU2751762C1 (uk) |
| SA (1) | SA520411359B1 (uk) |
| UA (1) | UA127499C2 (uk) |
| WO (1) | WO2019036199A1 (uk) |
Families Citing this family (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11156072B2 (en) * | 2016-08-25 | 2021-10-26 | Conocophillips Company | Well configuration for coinjection |
| US10822540B2 (en) * | 2017-08-18 | 2020-11-03 | Linde Aktiengesellschaft | Systems and methods of optimizing Y-Grade NGL unconventional reservoir stimulation fluids |
| WO2019151985A1 (en) * | 2018-01-30 | 2019-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of liquid natural gas for well treatment operations |
| CN110318716A (zh) * | 2018-03-29 | 2019-10-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 提高采收率的co2注入方法及系统 |
| CN109267977A (zh) * | 2018-11-07 | 2019-01-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种二氧化碳驱防气窜两级封窜工艺、实验装置及方法 |
| CN109767348B (zh) * | 2019-03-29 | 2020-05-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油田用超高压注氮气设备匹配方法 |
| AU2020334863A1 (en) | 2019-08-22 | 2022-03-10 | Advansix Resins & Chemicals Llc | Siloxane derivatives of amino acids having surface-active properties |
| US11280170B2 (en) | 2019-11-04 | 2022-03-22 | Oil Technology Group LLC | Method and system for enhanced oil recovery using pumped liquid phase propane and liquid phase butane in an adjustable ratio |
| US11286412B2 (en) | 2019-11-04 | 2022-03-29 | Saudi Arabian Oil Company | Water-based drilling fluid compositions and methods for drilling subterranean wells |
| BR112022011622A2 (pt) | 2019-12-19 | 2022-08-23 | Advansix Resins & Chemicals Llc | Formulação para um xampu, formulação para um condicionador de cabelo, formulação para um agente de limpeza, e formulação para uma pasta de dente |
| KR20220116518A (ko) | 2019-12-19 | 2022-08-23 | 어드밴식스 레진즈 앤드 케미컬즈 엘엘씨 | 농업용 제품을 위한 계면활성제 |
| WO2021126714A1 (en) | 2019-12-20 | 2021-06-24 | Advansix Resins & Chemicals Llc | Surfactants for cleaning products |
| CA3161693A1 (en) | 2019-12-20 | 2021-06-24 | Advansix Resins & Chemicals Llc | Surfactants derived from amino acids for use in healthcare products |
| CN115151623B (zh) * | 2019-12-31 | 2023-09-12 | 艾德凡斯化学公司 | 用于油气生产的表面活性剂 |
| CN111075443B (zh) * | 2019-12-31 | 2021-08-27 | 成都理工大学 | 适用于低丰度气藏的天然气充注半定量测定系统及方法 |
| CN113185956B (zh) * | 2020-01-14 | 2023-04-25 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种天然气凝液作为循环介质的应用 |
| AU2020427412B2 (en) | 2020-02-05 | 2024-04-04 | Advansix Resins & Chemicals Llc | Surfactants for electronics |
| CA3169754A1 (en) * | 2020-02-28 | 2021-09-02 | Eor Etc Llc | System and method for enhanced oil recovery utilizing alternating stacked liquid and gas slugs |
| US20210355374A1 (en) * | 2020-05-15 | 2021-11-18 | Saudi Arabian Oil Company | Enhancing foam stability using allium sativum oil |
| US11760919B2 (en) | 2020-07-07 | 2023-09-19 | Saudi Arabian Oil Company | Foams for hydrocarbon recovery, wells including such, and methods for use of such |
| US11697983B2 (en) | 2020-08-10 | 2023-07-11 | Saudi Arabian Oil Company | Producing hydrocarbons with carbon dioxide and water injection through stacked lateral dual injection |
| US11840908B2 (en) | 2020-10-01 | 2023-12-12 | Saudi Arabian Oil Company | Acidizing fluid and method of improving hydrocarbon recovery using the same utilizing a surfactant consisting of an oil mixture |
| US11359134B2 (en) | 2020-10-19 | 2022-06-14 | Saudi Arabian Oil Company | Treatment fluids and methods for recovering hydrocarbons from a subterranean formation |
| CN112240182B (zh) * | 2020-10-30 | 2022-08-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 非常规油藏采收率提高方法及系统 |
| CN112377166B (zh) * | 2020-12-14 | 2021-11-09 | 西南石油大学 | 一种页岩油藏氮气辅助二氧化碳压裂与开发一体化方法 |
| CN115898345A (zh) * | 2021-08-06 | 2023-04-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种含二氧化碳气藏开发系统 |
| JP7349590B1 (ja) | 2021-12-22 | 2023-09-22 | 石油資源開発株式会社 | 原油の回収方法 |
| US11708736B1 (en) | 2022-01-31 | 2023-07-25 | Saudi Arabian Oil Company | Cutting wellhead gate valve by water jetting |
Family Cites Families (68)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3118499A (en) * | 1955-09-27 | 1964-01-21 | Jersey Prod Res Co | Secondary recovery procedure |
| US3035637A (en) | 1957-09-09 | 1962-05-22 | Texaco Inc | Recovery of petroleum |
| US3316965A (en) | 1963-08-05 | 1967-05-02 | Union Oil Co | Material and process for treating subterranean formations |
| US3358756A (en) * | 1965-03-12 | 1967-12-19 | Shell Oil Co | Method for in situ recovery of solid or semi-solid petroleum deposits |
| US3319712A (en) | 1965-04-06 | 1967-05-16 | Union Oil Co | Secondary oil recovery method |
| US3368627A (en) | 1966-03-21 | 1968-02-13 | Dow Chemical Co | Method of well treatment employing volatile fluid composition |
| US3954141A (en) * | 1973-10-15 | 1976-05-04 | Texaco Inc. | Multiple solvent heavy oil recovery method |
| FR2466606A1 (fr) | 1979-10-05 | 1981-04-10 | Aquitaine Canada | Procede pour accroitre l'extraction de petrole d'un reservoir souterrain par injection de gaz |
| US4511381A (en) | 1982-05-03 | 1985-04-16 | El Paso Hydrocarbons Company | Process for extracting natural gas liquids from natural gas streams with physical solvents |
| US4490985A (en) | 1983-06-29 | 1985-01-01 | General Signal Corporation | Method of dehydrating natural gas |
| US4576005A (en) | 1985-01-07 | 1986-03-18 | Force Louis W | Wellhead gas treatment and co-generation method and system |
| US5046560A (en) | 1988-06-10 | 1991-09-10 | Exxon Production Research Company | Oil recovery process using arkyl aryl polyalkoxyol sulfonate surfactants as mobility control agents |
| SU1680957A1 (ru) * | 1989-04-12 | 1991-09-30 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Способ разработки нефт ной залежи |
| US5771973A (en) | 1996-07-26 | 1998-06-30 | Amoco Corporation | Single well vapor extraction process |
| US6230814B1 (en) | 1999-10-14 | 2001-05-15 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Process for enhancing hydrocarbon mobility using a steam additive |
| GB0220791D0 (en) | 2002-09-06 | 2002-10-16 | Boc Group Plc | Nitrogen rejection method and apparatus |
| US7341103B2 (en) | 2004-02-26 | 2008-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for treating subterranean formations with liquefied petroleum gas |
| ITMI20040648A1 (it) | 2004-03-31 | 2004-06-30 | Saipem Spa | Procedimento per il trattamento di fluidi provenienti da giacimenti petroliferi sottomarini |
| US8156758B2 (en) | 2004-09-14 | 2012-04-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of extracting ethane from liquefied natural gas |
| CA2531444C (en) | 2004-12-23 | 2010-10-12 | Trican Well Service Ltd. | Method and system for fracturing subterranean formations with a proppant and dry gas |
| CA2494391C (en) | 2005-01-26 | 2010-06-29 | Nexen, Inc. | Methods of improving heavy oil production |
| US7451820B2 (en) | 2005-04-29 | 2008-11-18 | Bj Services Company | Method for fracture stimulating well bores |
| CA2508953A1 (en) | 2005-06-01 | 2006-12-01 | Frac Source Inc. | High-pressure injection proppant system |
| CA2538936A1 (en) | 2006-03-03 | 2007-09-03 | Dwight N. Loree | Lpg mix frac |
| US8505332B1 (en) | 2007-05-18 | 2013-08-13 | Pilot Energy Solutions, Llc | Natural gas liquid recovery process |
| US8485257B2 (en) | 2008-08-06 | 2013-07-16 | Chevron U.S.A. Inc. | Supercritical pentane as an extractant for oil shale |
| WO2010025540A1 (en) | 2008-09-02 | 2010-03-11 | Gasfrac Energy Services Inc. | Liquified petroleum gas fracturing methods |
| EP2627865A1 (en) | 2010-06-02 | 2013-08-21 | Gasfrac Energy Services Inc. | Methods of fracturing with and processing lpg based treatment fluids |
| FR2961586B1 (fr) | 2010-06-18 | 2014-02-14 | Air Liquide | Installation et procede de separation d'air par distillation cryogenique |
| US8513166B2 (en) | 2010-07-02 | 2013-08-20 | Conlen Surfactant Technology, Inc. | Low temperature hydrocarbon gel |
| US20120037370A1 (en) | 2010-08-10 | 2012-02-16 | Parker Technologies LLC (a Wyoming limited liability company) | Well completion and related methods for enhanced recovery of heavy oil |
| US20120047942A1 (en) | 2010-08-30 | 2012-03-01 | Chevron U.S.A. Inc. | METHOD, SYSTEM, AND PRODUCTION AND STORAGE FACILITY FOR OFFSHORE LPG and LNG PROCESSING OF ASSOCIATED GASES |
| CA2807423C (en) | 2010-09-17 | 2019-06-11 | Gasfrac Energy Services Inc. | Pressure balancing proppant addition method and apparatus |
| CN201885591U (zh) | 2011-01-13 | 2011-06-29 | 巩义市天祥耐材有限公司 | 一种油田压裂支撑剂烧结窑的余热回收烘干设备 |
| EP2665892B1 (en) | 2011-01-17 | 2019-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for fracturing a formation using a fracturing fluid mixture |
| CA2769356C (en) | 2011-02-25 | 2014-04-29 | Fccl Partnership | Pentane-hexane solvent in situ recovery of heavy oil |
| 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 |
| US9784081B2 (en) | 2011-12-22 | 2017-10-10 | Shell Oil Company | Oil recovery process |
| CA2857211C (en) * | 2012-01-10 | 2018-09-04 | Harris Corporation | Heavy oil production with em preheat and gas injection |
| US9316098B2 (en) | 2012-01-26 | 2016-04-19 | Expansion Energy Llc | Non-hydraulic fracturing and cold foam proppant delivery systems, methods, and processes |
| US20130213085A1 (en) | 2012-02-17 | 2013-08-22 | Natural Gas Consultants LLC | Hydrocarbon Mixture Processing System and Method using Vapor Recovery |
| CA3190714A1 (en) | 2012-05-14 | 2013-11-14 | Step Energy Services Ltd. | Hybrid lpg frac |
| BR112015014948A8 (pt) * | 2012-12-21 | 2019-10-15 | Rhodia Operations | polímero que é um aditivo anti-sedimentação ou um espessante hase, composição aquosa, processo para inibição da sedimentação de partículas em composição aquosa e processo para espessamento de emulsão aquosa |
| US9896922B2 (en) | 2012-12-21 | 2018-02-20 | Praxair Technology, Inc. | System and apparatus for creating a liquid carbon dioxide fracturing fluid |
| US20160280607A1 (en) | 2013-05-02 | 2016-09-29 | Melior Innovations, Inc. | Methods of manufacturing polymer derived ceramic particles. |
| US20140366577A1 (en) | 2013-06-18 | 2014-12-18 | Pioneer Energy Inc. | Systems and methods for separating alkane gases with applications to raw natural gas processing and flare gas capture |
| US20150021022A1 (en) | 2013-07-17 | 2015-01-22 | Schlumberger Technology Corporation | Energized slurries and methods |
| US10125592B2 (en) | 2013-08-08 | 2018-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for treatment of subterranean formations |
| CA2918748C (en) | 2013-08-30 | 2020-11-10 | Praxair Technology, Inc. | Control system and apparatus for delivery of a non-aqueous fracturing fluid |
| WO2015084717A1 (en) | 2013-12-02 | 2015-06-11 | Eog Resources, Inc. | Fracturing process using liquid ammonia |
| CA2836528C (en) | 2013-12-03 | 2016-04-05 | Imperial Oil Resources Limited | Cyclic solvent hydrocarbon recovery process using an advance-retreat movement of the injectant |
| US20150167550A1 (en) | 2013-12-18 | 2015-06-18 | General Electric Company | System and method for processing gas streams |
| US10267560B2 (en) | 2013-12-30 | 2019-04-23 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process for recovering hydrocarbons from crude carbon dioxide fluid |
| US20150233222A1 (en) | 2014-02-19 | 2015-08-20 | Tadesse Weldu Teklu | Enhanced oil recovery process to inject low salinity water and gas in carbonate reservoirs |
| DE102014010105A1 (de) | 2014-07-08 | 2016-01-14 | Linde Aktiengesellschaft | Verfahren zur Förderung von Erdöl- und/oder Erdgas, insbesondere mittels Fraccing oder EOR |
| US9316097B2 (en) | 2014-09-08 | 2016-04-19 | Suncor Energy Inc. | In situ gravity drainage system and method for extracting bitumen from alternative pay regions |
| US9725644B2 (en) | 2014-10-22 | 2017-08-08 | Linde Aktiengesellschaft | Y-grade NGL stimulation fluids |
| US10119086B2 (en) | 2015-02-13 | 2018-11-06 | Coldstream Energy Holdings, Llc | System and method for recovering NGL |
| US20160369611A1 (en) * | 2015-06-16 | 2016-12-22 | U.S. Flare Management | Hydrocarbon fracturing process |
| US10214680B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-02-26 | The University Of Kansas | Stability improvement of CO2 foam for enhanced oil recovery applications using polyelectrolytes and polyelectrolyte complex nanoparticles |
| CA2900179C (en) | 2015-08-12 | 2016-05-10 | Imperial Oil Resources Limited | Recovering hydrocarbons from an underground reservoir |
| US10612357B2 (en) | 2016-02-01 | 2020-04-07 | Linde Aktiengesellschaft | Y-grade NGL recovery |
| WO2017164940A1 (en) | 2016-03-22 | 2017-09-28 | Linde Aktiengesellschaft | Low temperature waterless stimulation fluid |
| WO2017164962A1 (en) | 2016-03-22 | 2017-09-28 | Linde Aktiengesellschaft | Supercritical y-grade ngl |
| US10323495B2 (en) * | 2016-03-30 | 2019-06-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery |
| WO2017176342A1 (en) | 2016-04-08 | 2017-10-12 | Linde Aktiengesellschaft | Method of transporting a chemical additive to a subterranean formation, using a light hydrocarbon carrier fluid |
| US10781359B2 (en) | 2016-04-08 | 2020-09-22 | Linde Aktiengesellschaft | Miscible solvent enhanced oil recovery |
| RU2669949C1 (ru) * | 2017-12-26 | 2018-10-17 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" | Способ разработки низкопроницаемых нефтяных залежей |
-
2017
- 2017-03-20 US US15/463,244 patent/US10577533B2/en active Active
- 2017-08-18 US US15/680,907 patent/US10570332B2/en active Active
-
2018
- 2018-08-02 WO PCT/US2018/044917 patent/WO2019036199A1/en active Application Filing
- 2018-08-02 MX MX2020001852A patent/MX2020001852A/es unknown
- 2018-08-02 UA UAA202001271A patent/UA127499C2/uk unknown
- 2018-08-02 RO ROA202000079A patent/RO134397A2/ro unknown
- 2018-08-02 RU RU2020109771A patent/RU2751762C1/ru active
- 2018-08-02 CA CA3073024A patent/CA3073024C/en active Active
-
2019
- 2019-11-22 US US16/692,396 patent/US11098239B2/en active Active
-
2020
- 2020-02-17 SA SA520411359A patent/SA520411359B1/ar unknown
-
2021
- 2021-08-20 US US17/407,731 patent/US11566166B2/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20180058182A1 (en) | 2018-03-01 |
| US20200102490A1 (en) | 2020-04-02 |
| RO134397A2 (ro) | 2020-08-28 |
| MX2020001852A (es) | 2020-08-13 |
| US11566166B2 (en) | 2023-01-31 |
| WO2019036199A1 (en) | 2019-02-21 |
| US11098239B2 (en) | 2021-08-24 |
| US20210380870A1 (en) | 2021-12-09 |
| SA520411359B1 (ar) | 2023-06-20 |
| US10577533B2 (en) | 2020-03-03 |
| US10570332B2 (en) | 2020-02-25 |
| US20180057732A1 (en) | 2018-03-01 |
| CA3073024C (en) | 2023-10-24 |
| RU2751762C1 (ru) | 2021-07-16 |
| CA3073024A1 (en) | 2019-02-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| UA127499C2 (uk) | Нерозділена широка фракція легких вуглеводнів для підвищення нафтовіддачі | |
| RU2714400C1 (ru) | Смешивающийся растворитель для интенсификации добычи нефти | |
| US9551462B2 (en) | System and method for transporting hydrocarbons | |
| US11795371B2 (en) | Hydrocarbon based carrier fluid | |
| US20170275520A1 (en) | Low temperature waterless stimulation fluid | |
| US10724351B2 (en) | Systems and methods of optimizing Y-grade NGL enhanced oil recovery fluids | |
| Khairutdinov et al. | Supercritical fluid propane–butane extraction treatment of oil-bearing sands | |
| US2909224A (en) | Producing viscous crudes from underground formations | |
| Gregg et al. | Review of corrosion inhibitor developments and testing for offshore oil and gas production systems | |
| US10822540B2 (en) | Systems and methods of optimizing Y-Grade NGL unconventional reservoir stimulation fluids | |
| CA2910860C (en) | Cavitation hydrocarbon refining | |
| SHAH | Transformation of energy, technologies in purification and end use of shale gas | |
| Baker et al. | Pressure Enhancement for Siba Field using Non-Hydrcarbon Gases | |
| GB2605778A (en) | Process | |
| Xie | Experimental Evaluation of Surfactant Assisted SAGD Process |