Добавки для повышения извлечения углеводородов



Добавки для повышения извлечения углеводородов
Добавки для повышения извлечения углеводородов

 


Владельцы патента RU 2599999:

Налко Компани (US)

Группа изобретений относится к тепловым способам извлечения углеводородов из подземных формаций. Технический результат - увеличение добычи продукции при таком же количестве вводимого пара, повышение тепловой эффективности, снижение поверхностного натяжения нефть-вода. Способ извлечения углеводорода из подземной формации, включающий следующие стадии: (i) приведение углеводорода из подземной формации в контакт с паром; (ii) приведение углеводорода из подземной формации в контакт с одним или более фторированных углеводородов, выбранных из группы, состоящей из: трифторэтанола, трифторпропанола, трифторбутанола, аллилгексафторизопропанола, гексафторизопропанола, трифторуксусной кислоты, метилтрифторацетата, этилтрифторацетата, изопропилтрифторацетата, трифторацетальдегид метил гемиацеталя, трифторацетальдегид этил гемиацеталя, трифторуксусного ангидрида, трифторацетона, фтортолуола и любой их комбинации или смеси; и (iii) извлечение углеводорода из подземной формации.2 н. и 12 з.п. ф-лы, 2 ил., 5 табл., 4 пр.

 

1. Область техники

Данное патентное описание относится к получению или извлечению углеводородов. В частности данное патентное писание относится к способам получения или извлечения углеводородов, включающим пар, воду и/или добавки.

2. Описание уровня техники

На поверхности земли или под землей находятся залежи сырой нефти и битуминозных песков, известных как гудронные пески или нефтеносные пески. Если эти залежи расположены достаточно близко к поверхности земли, их можно добывать с использованием технологий поверхностной или открытой разработки. Добытая руда обычно содержит около 10-15% битума, 80-85% минеральных веществ, остальное составляет вода; и эта руда требует отделения ценного битумного продукта от минеральных веществ. Этот процесс высвобождения битума начинается с исходного смешивания или суспендирования руды с теплой водой в гидротранспортной линии. Затем полученную суспензию направляют в емкость или ячейку первичного разделения. В этом процессе разделения дополнительно добавляют теплую воду, и большая часть высвобожденного битума прикрепляется к пузырькам воздуха и может быть извлечена посредством флотации. Процесс высвобождения и извлечения битума обычно происходит при значении рН около 8,5, которое создают с помощью каустической соды. Крупные частицы минеральных веществ удаляют со дна емкости, а среднюю часть, содержащую воду, мелкие частицы минеральных веществ и суспендированный битум, направляют на дополнительное извлечение битума.

Если сырая нефть или битуминозные пески расположены достаточно глубоко под поверхностью земли, можно пробурить нефтяные скважины, чтобы способствовать извлечению этих материалов. Однако доказано, что тяжелые углеводороды трудно извлечь или получить из-за их высоких вязкостей. В уровне техники известны различные способы извлечения, добычи или получения, такие как закачивание в пласт пара, в попытке снизить вязкость углеводородов, чтобы дать им возможность течь и способствовать их получению.

Один такой способ, известный как циклическая паростимуляция (Cyclic Steam Stimulation, CSS) или «пароциклическая обработка скважины», включает стадии закачивания пара высокого давления, пропитки формации и добычи. Начальная стадия включает закачивание пара в течение периода от недель до месяцев, чтобы разогреть запасы углеводородов, битумов или тяжелой нефти в месторождении, снижая их вязкость таким образом, чтобы они могли течь. После закачивания пару дают возможность пропитать формацию в течение периода времени от нескольких дней до нескольких недель, чтобы позволить теплу дополнительно проникнуть в формацию. Затем тяжелую нефть, в достаточной степени понизившую вязкость, добывают из той же скважины, до тех пор пока добыча не начинает снижаться; в этот момент повторяют трехстадийный цикл.

Другой способ извлечения или получения, применяемый в уровне техники, называют гравитационным дренированием при закачке пара (steam assisted gravity drainage, SAGD). Способ извлечения SAGD основан на использовании двух параллельных горизонтальных скважин длиной примерно 1 км. Верхняя «нагнетательная скважина» расположена выше нижней «эксплуатационной скважины». Эксплуатационная скважина расположена как можно ближе ко дну месторождения. Сначала пар закачивают в обе скважины, чтобы начать разогрев месторождения. Со временем формация разогревается в достаточной степени, так что вязкость углеводородов или битумов снижается, и углеводороды или битум теперь способны поступать в эксплуатационную скважину. Как только это происходит, закачивание пара в эксплуатационную скважину прекращают.

В нагнетательную скважину постоянно закачивают пар низкого давления, что приводит к образованию запарной камеры, которая распространяется в стороны и вверх, по мере того как процесс продолжается. На границе запарной камеры пар выделяет свою скрытую теплоту в формацию. Этот процесс нагревает углеводороды и/или битум, что приводит к тому, что их вязкость снижается в достаточной степени, для того чтобы они стекали под действием силы тяжести по границе запарной камеры, к нижней эксплуатационной скважине. Затем их можно выкачать на поверхность вместе с полученным конденсатом пара. В этот момент полученные воду и эмульсию битума разделяют.

В дополнение к участию в снижении вязкости углеводородов и/или битума пар конденсируется, и образуется эмульсия углеводородов в воде, что позволяет углеводородам легче перемещаться к эксплуатационной скважине. За время существования скважины процессы SAGD обычно извлекают около 55% исходно присутствующих углеводородов или битумов.

Хотя этот способ обладает преимуществами, он также имеет и недостатки. Например, в отношении добычи битума, процесс SAGD основан на энергоемком получении пара , для того чтобы способствовать добыче битума. Это требует природного газа, значительных количеств пресной воды и установок для утилизации воды. Кроме того, так как этот способ основан на гравитационном дренировании, скорости добычи могут быть ограничены из-за высокой вязкости битума. Хотя существующий уровень техники рассматривал различные изменения процесса SAGD, например введение некоторых добавок, эти добавки не были успешными, и их присутствие приводило, например, к получению эмульсий из добавки, воды и битума, которую невозможно было разделить, поскольку добавки должны были приводить к образованию стабильной эмульсии.

Таким образом, крайне желательным является поиск добавок, которые могут увеличить количество добытого битума при таком же количестве вводимого пара. Добавки должны обладать такими свойствами, как непосредственное повышение тепловой эффективности в формации, а также снижение поверхностного натяжения нефть-вода. Кроме того, подходящие добавки должны снижать отношение пара к нефти, что подразумевает, что из-за присутствия добавки для получения такого же количества битума может потребоваться меньшее количество пара. К тому же желательные добавки не должны препятствовать разрушению полученной эмульсии. Наконец, подходящая добавка должна быть в достаточной степени летучей, чтобы переноситься вместе с паром через слой песка и достигать битумного пласта.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Раскрыт способ извлечения углеводородов из подземной формации. Подземная формация может включать любое количество скважин, например две скважины. Описанный способ включает стадии приведения углеводородов из подземной формации в контакт с паром или водой; приведение углеводорода в контакт с одним или более фторированных углеводородов; и извлечение углеводорода. Углеводород можно привести в контакт с паром или водой и/или с одним или более фторированных углеводородов в любое время в ходе извлечения углеводорода. Углеводород выбирают из группы, состоящей из легкой или тяжелой сырой нефти, битума или нефтеносной песчаной руды, битуминозной песчаной руды или их комбинации. Углеводород можно приводить в контакт с паром или водой и фторированным углеводородом внутри подземной формации или вне подземной формации. Пар и фторированные углеводороды можно закачивать в подземную формацию независимо или в виде смеси. Способ может представлять собой процесс гравитационного дренирования при закачке пара, который включает добавление одного или более фторированных углеводородов.

Также раскрыт способ извлечения битума из подземной формации. Подземная формация может включать любое количество скважин, например две скважины. Способ включает стадии приведения битума в контакт с паром или водой; приведения битума в контакт с одним или более фторированных углеводородов и извлечения битума. Битум можно привести в контакт с паром или водой и/или одним или более фторированных углеводородов в любое время в ходе извлечения битума. Битум можно привести в контакт с паром или водой и фторированным углеводородом внутри подземной формации или вне подземной формации. Пар и фторированные углеводороды можно закачивать в подземную формацию независимо или в виде смеси. Способ может представлять собой процесс гравитационного дренирования при закачке пара, который включает добавление одного или более фторированных углеводородов.

Также описана композиция или смесь компонентов. Композиция или смесь включает углеводород, воду или пар, а также один или более фторированных углеводородов. Углеводород можно выбрать из группы, состоящей из легкой или тяжелой сырой нефти, нефтеносной песчаной руды, битуминозной песчаной руды и их комбинации.

Вышеизложенное достаточно широко обрисовало отличительные особенности и технические преимущества данного изобретения, для того чтобы можно было лучше понять последующее подробное описание данного изобретения. Далее дополнительные отличительные особенности и преимущества данного изобретения будут описаны в форме формулы данного изобретения. Специалисты должны понимать, что описанные концепцию и конкретные примеры воплощения легко можно использовать в качестве основы для модификации и конструирования других примеров воплощения для осуществления тех же задач данного изобретения. Специалистам следует также осознавать, что такие эквивалентные примеры воплощения не выходят за пределы сущности и объема данного изобретения, как они изложены в прилагаемой формуле изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Далее приведено подробное описание данного изобретения, в котором сделаны конкретные ссылки на чертежи, в которых:

Фиг.1 представляет однофакторный дисперсионный анализ извлечения битума (%) в случае холостого опыта и в присутствии трифторэтанола;

Фиг.2 представляет собой однофакторный дисперсионный анализ извлечения битума в присутствии этанола и трифторэтанола.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Данное описание относится к способам получения или извлечения углеводородов, например, легкой или тяжелой нефти, битума и углеводородов из нефтеносных или битуминозных песчаных руд. В данном описании также приведены композиции и смеси, включающие полученные или извлеченные углеводороды.

Неожиданно было обнаружено, что введение таких добавок, как фторированные углеводороды, значительно повышает извлечение углеводородов. В данной заявке под углеводородом подразумевают вязкую или тяжелую сырую нефть, легкую сырую нефть, нефть из битуминозных песков или нефтеносных песков или битум.

Раскрыт способ извлечения углеводородов, где оборудованы две параллельные горизонтальные скважины длиной примерно 1 км. Способ может представлять собой процесс SAGD или любой другой подходящий процесс. В процессе SAGD верхняя, нагнетательная, скважина расположена выше нижней, эксплуатационной, скважины. Скважины могут отстоять друг от друга на любое подходящее расстояние, например на расстояние приблизительно 4-6 метров. Сначала пар закачивают в одну или обе скважины, где он конденсируется и начинает нагревать формацию и углеводород (углеводороды), находящиеся в ней. Обычно пар закачивают в устье скважины; этот процесс хорошо понятен специалистам. Пар можно закачивать при высоких давлениях; он может находиться при температуре около 500°С. Через некоторое время формация в достаточной степени разогревается, так что вязкость углеводорода снижается.

С течением времени можно постоянно закачивать в нагнетательную скважину пар низкого давления, что приводит к образованию запарной камеры, которая дополнительно разогревает углеводород и вызывает достаточное снижение его вязкости, чтобы он под действием силы тяжести стекал по границе запарной камеры к нижней эксплуатационной скважине, где его можно выкачать на поверхность совместно с конденсированным паром и/или добавкой. На этой стадии воду и/или добавку отделяют от углеводорода, находящегося в водной эмульсии, и углеводород можно извлечь, используя различные известные на существующем уровне техники способы, такие как «разрушение» эмульсии.

Добавку по данному изобретению, например фторированный углеводород, также можно закачивать или в одну из скважин, или в обе скважины. Добавку можно закачивать независимо от пара, или ее можно добавлять в виде смеси с паром. Пар можно закачивать непрерывно или периодически, в одну или обе скважины. Кроме того, добавку можно закачивать непрерывно или периодически, в одну или обе скважины. Также, если пар и добавку добавляют в виде смеси, то смесь можно добавлять как непрерывно, так и периодически, в одну или в обе скважины.

Вводить добавку можно, не ограничиваясь этим, в паровой коллектор, в устье скважины, или же ее можно добавлять в подаваемую в бойлер воду.

Добавку можно закачивать в одну или в обе скважины, в любой момент в ходе добычи, например в начале добычи, или когда добыча начинает снижаться. Например, если добыча углеводородов в скважине начинает снижаться, можно ввести описанную здесь добавку. При введении добавки, после того как добыча начала снижаться, можно вернуть уровень извлечения на оптимальный или пиковый уровень извлечения углеводородов или близко к нему.

Также раскрыт способ извлечения битума из подземной формации. Процесс может представлять собой процесс гравитационного дренирования при закачке пара, и битум можно извлекать из содержащих углеводороды руд, например нефтеносных или битуминозных песков. Способ может включать две параллельные горизонтальные скважины длиной примерно 1 км, которые бурят в формации нефтеносного или битуминозного песка. Верхняя, нагнетательная, скважина расположена над нижней, эксплуатационной, скважиной. Скважины могут отстоять друг от друга на любое подходящее расстояние, например приблизительно на 4-6 метров. Сначала пар закачивают в одну или в обе скважины; там он конденсируется и начинает нагревать формацию и находящийся в ней битум. Обычно пар закачивают в устье скважины, и этот процесс хорошо понятен специалистам. Пар конденсируется и нагревает формацию и находящийся в ней битум. Пар можно закачивать при высоких давлениях, и он может находиться при температуре около 500°С. С течением времени формация достаточно нагревается, для того чтобы снизить вязкость битума.

Со временем, можно непрерывно закачивать в нагнетательную скважину пар низкого давления, что приводит к образованию запарной камеры, которая дополнительно нагревает битум и вызывает достаточное снижение его вязкости, для того чтобы он стекал под действием силы тяжести по границе запарной камеры к нижней, эксплуатационной, скважине, откуда его можно выкачать на поверхность, совместно с конденсированным паром и/или добавкой. На этой стадии воду и/или добавку отделяют от битума, находящегося в водной эмульсии, и битум можно извлечь, используя различные известные в уровне технике способы, например «разрушение» эмульсии.

Добавку по данному изобретению, например фторированный углеводород, также можно закачать или в одну из скважин, или в обе скважины, чтобы она контактировала с битумом. Добавку можно закачать независимо от пара, или ее можно добавить в виде смеси с паром. Пар можно закачивать непрерывно или периодически, в одну или в обе скважины. Кроме того, добавку можно закачивать непрерывно или периодически, в одну или в обе скважины. Также если пар и добавку добавляют в виде смеси, то смесь можно добавлять или непрерывно, или периодически, в одну или в обе скважины.

Введение добавки может происходить (не ограничиваясь этим) в паровом коллекторе, в устье скважины; или ее можно добавлять в подаваемую в бойлер воду.

Добавку можно закачивать в одну или в обе скважины, в любой момент в ходе добычи, например, когда добыча начинается, или когда добыча начинает снижаться. Например, если добыча битума в скважине начинает снижаться, можно ввести описанную в данном тексте добавку. Путем введения добавки, после того как добыча начала снижаться, можно возвратить уровень извлечения на оптимальный или пиковый уровень излечения битума или уровень, близкий к нему.

Следует отметить, что при осуществлении способов извлечения или добычи, описанных здесь, можно использовать любое количество скважин, даже одну скважину. Независимо от числа выбранных скважин, описанные здесь пар и добавку можно закачивать в любую из скважин или во все скважины. Добавку можно закачивать независимо от пара, или ее можно добавлять в виде смеси с паром в любую из скважин. Пар можно закачивать непрерывно или периодически, в любую из скважин. Кроме того, добавку можно закачивать непрерывно или периодически, в любую из скважин. Также, если пар и добавку добавляют в виде смеси, эту смесь можно добавлять как непрерывно, так и периодически, в любую из скважин.

Углеводороды можно добывать или извлекать из формации, и также углеводороды можно отделять вне формации, с использованием любого известного в уровне техники способа, например с помощью емкости для первичной сепарации. Такой процесс разделения можно осуществить с помощью горячей воды, описанной здесь добавки и, возможно, других добавок, например каустической соды. В некоторых вариациях углеводороды подают в гидротранспортные линии, и там приводят их в контакт с горячей водой и, возможно, с добавками, что кондиционирует руду и запускает процесс высвобождения битума. Полученную суспензию затем можно направить в одну или более емкостей для первичной сепарации. Первичная углеводородная пена отделяется в верхней части емкости, в то время как песок оседает на дно. Затем углеводородную пену подвергают дополнительной переработке.

Компоненты, отличающиеся от состава первичной углеводородной пены, могут пройти через вторичные процессы разделения, где можно извлечь дополнительное количество углеводородов.

Раскрытую в данном описании добавку можно добавлять или по отдельности, или в виде смеси с горячей водой, в любой момент в ходе первичного, вторичного и/или третичного разделения или извлечения, чтобы повысить извлечение углеводородов и/или свести к минимуму количество используемой воды.

Дополнительно битум можно добыть или извлечь из формации, и битум можно отделить от, например, нефтеносного или битуминозного песка, за пределами формации, с использованием любого известного в уровне техники способа, например емкости для первичной сепарации. Такой способ разделения можно осуществить с помощью горячей воды, описанной здесь добавки и, возможно, других добавок, например каустической соды. В некоторых вариациях битум из нефтеносного или битуминозного песка подают в гидротранспортные линии и там приводят в контакт с горячей водой и, возможно, с добавками, что кондиционирует руду и запускает процесс высвобождения битума. Полученную суспензию можно затем направить в одну или более емкостей для первичной сепарации. Первичная битумная пена отделяется в верхней части емкости, в то время как песок оседает на дно. Затем битумную пену подвергают дополнительной переработке.

Компоненты, отличающиеся от состава первичной битумной пены, могут пройти через вторичные процессы разделения, где можно извлечь дополнительное количество битума.

Раскрытую в данном описании добавку можно добавлять или по отдельности, или в виде смеси с горячей водой, в любой момент в ходе разделения или вторичного разделения, чтобы повысить извлечение битума и/или свести к минимуму количество используемой воды.

Также в тексте данного описания раскрыты композиции. Композиции могут включать один или более углеводородов, воду или пар и одну или более добавок. Добавки могут представлять собой добавки, описанные в данной заявке, например добавки - фторированные углеводороды. Такую композицию можно получить из подземной формации путем приведения одного или более углеводородов в подземной формации в контакт с горячей водой или паром, приведения одного или более углеводородов в подземной формации в контакт с добавкой, например с описанным здесь фторированным углеводородом, и извлечения полученной эмульсии из формации. Такую композицию можно также получить путем приведения углеводорода в контакт с водой или паром, а также с добавкой, например с описанным здесь фторированным углеводородом, за пределами подземной формации.

Также раскрыта композиция, включающая воду или пар, добавку, например описанные в данном тексте фторированные углеводороды, и битум. Такую композицию можно получить из подземной формации путем приведения битума в подземной формации в контакт с горячей водой или паром; путем приведения битума в подземной формации в контакт с добавкой, например с описанным в данном тексте фторированным углеводородом; и извлечения полученной эмульсии из формации. Воду или пар и добавку можно добавить независимо друг от друга, или же их можно добавить в виде смеси. Такую композицию можно также получить путем приведения битума в контакт с водой или паром, а также с добавкой, например с описанным в данном тексте фторированным углеводородом, за пределами подземной формации.

Данное патентное описание предполагает различные добавки. Раскрытая в тексте данного описания добавка может представлять собой, например, один или более фторированных углеводородов. Обычно, если только не применяют поверхностные или открытые технологии разработки месторождения, фторированный углеводород имеет температуру кипения при атмосферном давлении примерно 300°С или менее. Фторированный углеводород должен обладать достаточной летучестью, для того чтобы его можно было доставить к фронту добычи, если только не применяют поверхностные или открытые технологии разработки месторождения. Примеры добавок - фторированных углеводородов, пригодных в связи с данным патентным описанием, включают, не ограничиваясь этим, трифторэтанол, трифторпропанол, трифторбутанол, аллилгексафторизопропанол, гексафторизопропанол, трифторуксусную кислоту, метилтрифторацетат, этилтрифторацетат, изопропилтрифторацетат, трифторацетальдегид метил гемиацеталь, трифторацетальдегид этил гемиацеталь, трифторуксусный ангидрид, трифторацетон, фтортолуол и любые их комбинации или смеси. Обычно один или более фторированных углеводородов добавляют в концентрации примерно от 25 до 50000 мас. млн. ч. фторированного углеводорода в паре (мас./мас. добавки фторированного углеводорода в расчете на пар). Предпочтительная дозировка фторированного углеводорода составляет примерно 1000-5000 млн. ч., при этом наиболее предпочтительно - примерно 100-1000 млн. ч.

Вышеупомянутые добавки увеличивают количество битума, полученного при одинаковом введении пара. Не вдаваясь в теорию, считают, что эти добавки могут обладать такими свойствами, как непосредственное повышение тепловой эффективности внутри формации, а также снижение поверхностного натяжения нефть-вода. Кроме того, описанные добавки снижают отношение пара к нефти, что подразумевает, что вследствие присутствия добавки будет необходимо меньше пара для получения такого же количества углеводорода или битума. К тому же эти добавки не будут отрицательно влиять на конечную эмульсию, так чтобы ее нельзя было разрушить. Когда продукт в виде эмульсии извлечен из формации, его следует разрушить для получения желаемых углеводородов. Было обнаружено, что некоторые аминовые добавки могут препятствовать этому процессу, так что полученную эмульсию невозможно разрушить, и, таким образом, невозможно успешно получить желаемый углеводород (углеводороды). Добавки по данному изобретению снимают эту проблему. Наконец, эти добавки являются достаточно летучими, для того чтобы переноситься с паром через слой песка и достигать битумного пласта.

Процессы, в которых добавка по данному изобретению может быть полезной в отношении извлечения углеводородов, включают, не ограничиваясь этим, циклическую паростимуляцию, гравитационное дренирование при закачке пара, методы добычи с утилизацией пара, технологии добычи или извлечения и т.п.

Вышеизложенное можно понять лучше со ссылкой на последующие примеры, которые, как полагают, приведены только для иллюстративных целей и не ограничивают объем данного изобретения.

Пример 1

Образец нефтеносной песчаной руды (15 г) загрузили в предварительно взвешенный держатель из нержавеющей стали, имеющий несколько отверстий. Нефтеносная песчаная руда содержала 13,51% битума, 83,45% твердых веществ и 3,04% воды. Под держателем из нержавеющей стали поместили ватный тампон длиной примерно 4 см, чтобы учесть все твердые вещества, извлеченные в результате данного метода; и держатель с тампоном был помещен в экстрактор Сокслета с рубашкой. В 500 мл круглодонную колбу, расположенную под блоком экстрактора, загружали деионизированную воду или технологическую воду, используемую для питания бойлера, (300 мл) (в зависимости от того, что указано), и трифторэтанол. Дополнительно проводили холостые опыты - таким же образом, но без трифторэтанола. Экстрактор и круглодонную колбу оборачивали слоем изоляции и алюминиевой фольгой, и экстрактор был задействован при высокой температуре в течение 4 часов. Затем экстракционной установке позволили остыть, держатель из нержавеющей стали удалили, протерли от каких-либо следов экстрагированного битума и оставили сохнуть в печи при 105°С в течение 2 дней. Ватный тампон, содержащий какое-то количество твердых веществ, извлеченных в ходе процесса экстракции, поместили в печь для сушки в течение ночи.

После сушки в печи держатель из нержавеющей стали и ватный тампон охладили до комнатной температуры и взвесили. Количество экстрагированного битума определяли в расчете на исходно присутствующее в руде количество битума, учитывая потери твердых веществ в экстракционном процессе и потери воды в печи. Для определения количества экстрагированного битума предположили, что за 2-дневный период в печи можно удалить 66% исходной (природной) воды, содержащейся в первоначальном образце руды (Уравнение 1).

Экстр. битум (%)={Руда при 66% потере природ. Н2О (г) - [Конечн. Руда (г) + Сух. Извлечен., тв. в-а (г)]} × 100% / Исходн. битум в руде (г)

Уравнение 1. Количество экстрагированного битума (%), полученное с использованием метода испытания А

Испытывали дозировки 500 или 1000 млн. ч. трифторэтанола (в расчете на воду) (Фиг.1 и Таблица 1). Среднее количество битума, экстрагированного в холостом опыте (n=5), составляло 15,06% (стандартное среднеквадратичное отклонение (SD)=1,87%); для дозировки 500 млн. ч. (n=8) - 26,53% (SD=5,99); для дозировки 1000 млн. ч. в деионизированной воде (n=3) - 29,11% (SD=8,20%), и для дозировки 1000 млн. ч. в технологической воде, используемой для питания бойлера, - 37,38% (SD=6,37%) (Таблица 1). Все добавления трифторэтанола приводили к величинам р менее 0,05 по сравнению с холостым опытом, и их можно было считать статистически значимыми (Таблица 2).

Таблица 1
Среднее количество, стандартное отклонение и количество параллельных опытов для экспериментов с трифторэтанолом
Уровень Число параллельных опытов Среднее колич. экстрагированного битума (%) Стандартное отклонение
Холостой 5 15,06 1,87
Трифторэтанол 1000 млн. ч. 3 29,11 8,20
Трифторэтанол 1000 млн. ч. (техн. вода) 3 37,38 6,37
Трифторэтанол 500 млн. ч. 8 26,53 5,99
Таблица 2
Значения р, сравнивающие опыт с трифторэтанолом и холостой опыт
Уровень -Уровень Значение р
Трифторэтанол 1000 млн. ч. (техн. вода) Холостой опыт <0,0001*
Трифторэтанол 1000 млн. ч. Холостой опыт 0,0040*
Трифторэтанол 500 млн. ч. Холостой опыт 0,0029*

Пример 2

Было проведено сравнение между этанолом и трифторэтанолом (оба при содержании 500 млн. ч.). Этанол (n=6) привел к среднему значению экстрагированного битума 21,04% (SD=3,88%), в то время как такая же дозировка трифторэтанола (n=8) привела к значению 26,53% (SD=5,99%) для экстрагированного битума (Фиг.2 и Таблица 3). Величины, полученные при холостом опыте, были такими же, как приведенные выше. При рассмотрении этих данных видно, что трифторэтанол превосходит как этанол, так и холостой опыт; при этом значения р в обоих случаях составляли менее 0,05 (Таблица 4).

Таблица 3
Среднее количество, стандартное отклонение и число параллельных опытов для экспериментов с этанолом и трифторэтанолом
Уровень Число параллельных опытов Среднее колич. экстрагированного битума (%) Стандартное отклонение
Холостой опыт 5 15,06 1,87
Этанол 6 21,04 3,88
Трифторэтанол 8 26,53 5,99
Таблица 4
Величины р для экспериментов с трифторэтанолом и холостых опытов
Уровень -Уровень Величина р
Трифторэтанол Холостой опыт 0,0005*
Этанол Холостой опыт 0,0482*
Трифторэтанол Этанол 0,0428*

Пример 3

Руду нефтеносного песка (15 г) загружали в держатель из нержавеющей стали, имеющий несколько отверстий в дне и открытый верх. Для этих экспериментов использовали стеклянное оборудование для проведения экстракции, которое допускало прямой контакт пара и переведенной в газообразное состояние добавки с рудой. Деионизированную воду (200 мл) и трифторэтанол (1000 млн. ч., в расчете на воду) добавляли в круглодонную часть стеклянной экстракционной установки. Непосредственно над круглодонной частью экстракционной установки находилась редкая решетка из нержавеющей стали, для поддержки держателя, содержащего образец руды нефтеносного песка. Экстракционная колба была обернута изолирующим материалом и алюминиевой фольгой, и эксперимент проводили при кипячении с обратным холодильником в течение 4 часов. Собранный битум в воде был отделен с использованием роторного испарителя (rotovap), а затем экстрагирован толуолом в 100 мл мерную колбу. Битум, прилипший к стенкам колбы, был экстрагирован толуолом и добавлен к битуму, полученному после разделения с помощью роторного испарителя. Битум на стенках держателя из нержавеющей стали учитывали путем сбора его предварительно взвешенной тканью. Измеряли рН воды после разделения с помощью роторного испарителя.

После этой первичной экстракции тот же держатель из нержавеющей стали с рудой снова был помещен в емкость для экстракции, совместно со свежей деионизированной водой (200 мл) и трифторэтанолом (1000 млн. ч.). Эксперимент проводили таким же образом, как и на первой стадии экстракции. Тест повторяли третий раз, с тем же самым держателем из нержавеющей стали и рудой. После трех этапов извлечения оставшийся в руде битум был определен с помощью экстракции толуолом по Dean-Stark. Холостой опыт также был проведен таким же образом, без трифторэтанола.

Битум, экстрагированный паром для каждой стадии (опыты 1-3), сравнивали с общим количеством экстрагированного битума и выражали в виде процента (%) извлечения битума (Уравнение 2). Общее количество битума, экстрагированного паром за три эксперимента, сравнивали с общим количеством битума, экстрагированным и выраженным в процентах от общего извлечения битума (Уравнение 3).

Этап 1 извлеч. битума (%) = [Битум, экстрагир. паром на 1 этапе (г)] × 100% / [Общее колич. битума, экстрагир. паром на этапах 1-3 (г)+ Битум, экстрагир. толуолом (г)]

Уравнение 2. Расчет поэтапного извлечения битума для экспериментов 1-3

Общ. кол-во извлеч. битума (%) = [Общ. кол-во битума, экстрагированного паром на этапах 1-3 (г)] × 100% / [Общ. кол-во битума, экстрагир. паром на этапах 1-3 (г) + Битум, экстрагир. толуолом (г)]

Уравнение 3. Расчет общего количества извлеченного битума для эксперимента по поэтапному извлечению

После первого эксперимента холостая проба экстрагировала 28,60% битума в образце, в то время как трифторэтанол экстрагировал 26,40%. При рассмотрении этого метода проведения испытаний, эффективность трифторэтанола можно видеть на втором и третьем прогоне. Извлечение битума для прогонов 2 и 3 с холостой пробой составляло 11,79% и 5,46%, соответственно. Извлечение битума при использовании трифторэтанола не снижалось столь быстро и составляло 17,80% и 14,05% битума, экстрагированного для прогонов 2 и 3, соответственно. Общее количество битума, экстрагированного в случае холостой пробы, составляло 45,84%, а с трифторэтанолом - 58,25%. Результаты приведены в Таблице 5.

Таблица 5
Результаты поэтапного извлечения битума для холостой пробы и трифторэтанола (1000 млн. ч.).
Добавка рН (прогон 1) рН (прогон 2) рН (прогон 3) Извлечение битума, прогон 1 (%) Извлечение битума, прогон 2 (%) Извлечение битума, прогон 3 (%) Общее извлечение битума (%)
Холостая проба 8,94 8,65 9,19 28,60 11,79 5,46 45,84
Трифтор этанол 8,78 8,87 8,79 26,40 17,80 14,05 58,25

Пример 4

В реактор - лабораторный автоклав емкостью 600 мл, снабженный стеклянной футеровкой, загрузили деионизированную воду (100 мл) и трифторэтанол (1000 млн. ч. в расчете на воду). 15 г образца нефтеносноя песчаной руды, с таким же составом, как в Примере 1, добавили в держатель из нержавеющей стали с несколькими отверстиями в дне и открытым верхом. Образец поместили над смесью вода/трифторэтанол таким образом, чтобы он не контактировал прямо с водой и трифторэтанолом до начала эксперимента. Реактор герметично закрыли и нагревали до 200°С в течение до 5 часов. В течение этого времени внутреннее давление в сосуде достигало 1,38 МПа (200 фунтов/кв. дюйм). Затем реактору позволили остыть до комнатной температуры, открыли его и отделили воду от битума. Полученный битум экстрагировали толуолом в 100 мл мерную колбу. Любое количество битума, оставшееся на внешней стороне держателя из нержавеющей стали, учитывали путем сбора на предварительно взвешенную ткань. Битум, оставшийся в руде, определяли впоследствии экстракцией толуолом по Dean-Stark. Холостой опыт проводили таким же образом, без трифторэтанола. Было обнаружено, что извлечение битума для холостой пробы составляло 6,42%, а с добавлением трифторэтанола извлечение увеличивалось до 13,05%.

Все раскрытые и заявленные в тексте данного описания композиции и способы можно выполнить и провести, в свете данного патентного описания, без дополнительного проведения экспериментов. В то время как данное изобретение можно осуществить во многих различных формах, в данном тексте подробно описаны конкретные предпочтительные примеры воплощения данного изобретения. Данное патентное описание является примером принципов данного изобретения, и не предполагают, что оно ограничивает данное изобретение конкретными проиллюстрированными примерами воплощения. Кроме того, если это явно не указано, предполагают, что использование термина включает «по меньшей мере один» или «один или более». Например, предполагают что выражение «устройство» включает «по меньшей мере одно устройство» или «одно или более устройств».

Предполагают, что любые диапазоны, приведенные или в абсолютных терминах, или в приблизительных терминах, охватывают и то и другое, а любое определение, применяемое в тексте данного описания, приведено для разъяснения, а не для ограничения. Несмотря на то, что численные диапазоны и параметры, устанавливающие объем данного изобретения, являются приближенными, численные значения, указанные в конкретных примерах, приведены как можно более точно. Однако любое численное значение по своей природе содержит некоторые погрешности, необходимо вытекающие из стандартного отклонения, обнаруженного в соответствующих измерениях при испытании. Кроме того, следует понимать, что все приведенные здесь диапазоны охватывают любой и все поддиапазоны (включая все дробные и целые величины), отнесенные к этой категории.

Кроме того, данное изобретение охватывает любые и все возможные комбинации некоторых или всех различных примеров воплощения, описанных в данном тексте. Также следует понимать, что для специалистов будут очевидны различные изменения и модификации описанных здесь примеров воплощения, которые в настоящее время являются предпочтительными. Такие изменения и дополнения можно осуществить, не выходя за рамки сущности и объема данного изобретения и не уменьшая его предполагаемых преимуществ. Таким образом, предполагают, что такие изменения и модификации охвачены прилагаемой формулой изобретения.

1. Способ извлечения углеводорода из подземной формации, включающий следующие стадии: (i) приведение углеводорода из подземной формации в контакт с паром; (ii) приведение углеводорода из подземной формации в контакт с одним или более фторированных углеводородов, выбранных из группы, состоящей из: трифторэтанола, трифторпропанола, трифторбутанола, аллилгексафторизопропанола, гексафторизопропанола, трифторуксусной кислоты, метилтрифторацетата, этилтрифторацетата, изопропилтрифторацетата, трифторацетальдегид метил гемиацеталя, трифторацетальдегид этил гемиацеталя, трифторуксусного ангидрида, трифторацетона, фтортолуола и любой их комбинации или смеси; и (iii) извлечение углеводорода из подземной формации.

2. Способ по п. 1, в котором углеводород из подземной формации выбирают из группы, состоящей из: тяжелой или легкой сырой нефти, битума, нефтеносной песчаной руды, битуминозной песчаной руды и их комбинаций.

3. Способ по п. 1, дополнительно включающий стадию приведения углеводорода из подземной формации в контакт с паром или одним или более фторированных углеводородов в любое время в ходе извлечения углеводорода из подземной формации.

4. Способ по п. 1, дополнительно включающий стадию приведения углеводорода из подземной формации в контакт с одним или более фторированных углеводородов, имеющих температуру кипения при атмосферном давлении примерно 300°C или менее.

5. Способ по п. 1, в котором один или более фторированных углеводородов добавляют в концентрации примерно от 25 до 50000 мас. млн. ч. фторированного углеводорода в паре.

6. Способ по п. 1, дополнительно включающий стадию закачивания пара и фторированных углеводородов в подземную формацию независимо друг от друга или закачивания пара и фторированных углеводородов в подземную формацию в виде смеси.

7. Способ по п. 1, в котором подземная формация включает любое количество скважин.

8. Способ по п. 1, в котором подземная формация включает две скважины.

9. Способ извлечения битума из подземной формации, включающий следующие стадии: (i) приведение битума в контакт с паром, (ii) приведение битума в контакт с одним или более фторированных углеводородов, выбранных из группы, состоящей из: трифторэтанола, трифторпропанола, трифторбутанола, аллилгексафторизопропанола, гексафторизопропанола, трифторуксусной кислоты, метилтрифторацетата, этилтрифторацетата, изопропилтрифторацетата, трифторацетальдегид метил гемиацеталя, трифторацетальдегид этил гемиацеталя, трифторуксусного ангидрида, трифторацетона, фтортолуола и любой их комбинации или смеси; и (iii) извлечение битума.

10. Способ по п. 9, дополнительно включающий стадию приведения битума в контакт с паром или одним или более фторированных углеводородов в любое время в ходе извлечения битума.

11. Способ по п. 9, дополнительно включающий стадию приведения битума в контакт с одним или более фторированных углеводородов, имеющих температуру кипения при атмосферном давлении примерно 300°C или менее.

12. Способ по п. 9, в котором один или более фторированных углеводородов добавляют в концентрации примерно от 25 до 50000 мас. млн. ч. фторированного углеводорода в паре.

13. Способ по п. 9, дополнительно включающий стадию закачивания пара и фторированных углеводородов в подземную формацию независимо друг от друга или закачивания пара и фторированных углеводородов в подземную формацию в виде смеси.

14. Способ по п. 9, в котором подземная формация включает любое количество скважин.

15. Способ по п. 9, в котором подземная формация включает две скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных пластов сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения неоднородных пластов сверхвязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке пластов с высоковязкой нефтью и наличием подошвенной воды небольшой толщины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Способ эксплуатации скважины включает оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с штанговым глубинным насосом, фильтром, кабелем и капиллярным трубопроводом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разработки залежи высоковязкой нефти и битума путем нагревания. Технический результат - повышение эффективности прогревания залежи, увеличение охвата залежи прогреванием, повышение объемов отбора нефти и битума, надежность способа.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение эффективности и результативности процесса флюидоизвлечения из флюидоносного пласта.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение эффективности процесса флюидоизвлечения из продуктивного пласта породы, повышение интенсивности и полноты извлечения флюидов, разработка многопластовых залежей высоковязких углеводородных энергоносителей.

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую нефть. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти, снижение расхода энергоресурсов, уменьшение затрат на прокачку и потери, связанные с выбросом избыточного тепла в атмосферу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных пластов сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения неоднородных пластов сверхвязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Способ эксплуатации скважины включает оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с штанговым глубинным насосом, фильтром, кабелем и капиллярным трубопроводом.

Настоящее изобретение относится к использованию неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ, растворимого в диоксиде углерода, для интенсифицированной нефтедобычи.

Изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в особенности к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Согласно способу проходят по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с НПАВ и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - ВОА, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении 0,15-45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА и ПАА при следующем содержании компонентов, мас.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных слоистых коллекторов. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения слоистых нефтяных залежей.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке антиклинальных залежей нефти с водонефтяными зонами и терригенным типом коллектора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритоков в добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненного неоднородного пласта с применением химических реагентов.

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах без водонефтяных зон. В способе разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах, включающем строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин параллельно друг другу, размещение добывающих горизонтальных скважин в нижней части продуктивного пласта, размещение нагнетательных горизонтальных скважин в кровельной части продуктивного пласта между добывающими горизонтальными скважинами в горизонтальной проекции, закачку вытесняющего агента через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, перед строительством скважин выбирают участок залежи, обеспечивающий гидродинамическую связь между близлежащими горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами по всей толщине, при строительстве выбирают расстояние между близлежащими горизонтальными стволами добывающих и нагнетательных скважин прямо пропорционально проницаемости пород участка, при этом в качестве вытесняющего агента выбирают воду с минерализацией не более 4 г/л, которую закачивают в продуктивный пласт с давлением, превышающим начальное пластовое давление не более 7% от начального пластового давления, закачку воды прекращают после снижения приемистости горизонтальных нагнетательных скважин до уровня, при котором объем закачиваемой в пласт слабоминерализованной воды превышает объем отбираемой пластовой жидкости, затем в качестве вытесняющего агента используют 0,03-0,5%-ный водный раствор эфира целлюлозы и 0,01-0,5%-ный водный раствор поверхностно-активного вещества - ПАВ при их объемном соотношении, увеличивающемся от 1:1 до 1:5, и общем объеме, составляющем 30-50% от количества первоначального содержания нефти в пласте, при давлении закачки указанных водных растворов, превышающем на 10-15% начальное пластовое давление, до восстановления начального пластового давления, после чего циклы закачки воды с минерализацией не более 4 г/л и водных растворов полимеров и ПАВ повторяют.

Изобретение относится к операциям обработки скважин с использованием реагентов. Композит для обработки скважин, содержащий реагент для обработки скважин и обожженный пористый оксид металла, где пористость и проницаемость обожженного пористого оксида металла является такой, что реагент для обработки скважин адсорбируется во внутрипоровых пространствах пористого оксида металла, и кроме того: площадь поверхности обожженного пористого оксида металла составляет от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 10 м2/г, диаметр частиц 0,1 3 мм и объем пор указанного оксида металла от 0,01 до 0,10 см3/г. По другому варианту композит для обработки скважин, вводимый в подземный пласт, содержит реагент для обработки скважин и обожженный пористый оксид металла, где пористость и проницаемость указанного оксида такая, что указанный реагент абсорбируется во внутрипоровых пространствах пористого оксида алюминия, и реагент способен десорбироваться при постоянной скорости в течение продолжительного периода времени в пластовой текучей среде, содержащейся в подземном пласте. Расклинивающий наполнитель, содержащий указанный выше последний композит, где не более 15% расклинивающего наполнителя раздавливается при смыкающем напряжении, составляющем 10000 фунтов на квадратный дюйм (68,95 МПа), когда композит содержит 10 мас.% реагента для обработки скважин. Способ обработки подземного пласта, пронизанного стволом скважины, включающий закачивание в ствол скважины текучей среды для обработки скважин, содержащей указанный выше композит. Способ стимуляции подземного пласта, включающий закачивание в пласт текучей среды для обработки скважин, содержащей указанный выше композит. Способ обработки подземного пласта, включающий введение в подземный пласт или ствол скважины, пронизывающий подземный пласт, указанный выше композита. Способ ингибирования или регулирования скорости высвобождения реагента для обработки скважин в подземном пласте или в стволе скважины путем введения в пласт или ствол скважины указанного выше композита, который после однократной обработки имеет продолжительность действия, составляющую, по меньшей мере, шесть месяцев. Способ ограничения поступления песка в ствол скважины, пронизывающий подземный пласт, включающий: введение в ствол скважины суспензии указанного выше композита и текучего носителя, помещение композита вблизи подземного пласта для образования проницаемого текучей средой уплотнения, способного уменьшать или практически предотвращать прохождение пластовых частиц из подземного пласта в ствол скважины при одновременном свободном прохождении пластовых текучих сред из подземного пласта в ствол скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 8 н. и 19 з.п. ф-лы, 9 пр., 5 табл., 6 ил.
Наверх