RU2057915C1 - Process of extraction of high-viscous oil - Google Patents
Process of extraction of high-viscous oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2057915C1 RU2057915C1 RU93018612A RU93018612A RU2057915C1 RU 2057915 C1 RU2057915 C1 RU 2057915C1 RU 93018612 A RU93018612 A RU 93018612A RU 93018612 A RU93018612 A RU 93018612A RU 2057915 C1 RU2057915 C1 RU 2057915C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- thermal
- extraction
- gas
- field
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- 238000002309 gasification Methods 0.000 claims description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 3
- 238000007670 refining Methods 0.000 abstract description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 2
- 239000011551 heat transfer agent Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 35
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 33
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 14
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 4
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N disulfur monoxide Inorganic materials O=S=S TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000002006 petroleum coke Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical compound S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в добыче нефти. The invention relates to the oil industry and can be used in oil production.
Известен способ добычи высоковязкой нефти путем закачки в пласт разогретого водяного пара [1] Способ требует специальных затрат энергии на превращение воды в пар и последующее разделение добытой водно-нефтяной смеси. A known method of producing highly viscous oil by pumping heated water vapor into the formation [1] The method requires special energy costs for converting water into steam and the subsequent separation of the produced oil-water mixture.
Известен способ извлечения остаточной нефти путем введения в пласт водного раствора, содержащего соли натрия и поверхностно-активные вещества [2] Недостаток способа засоление грунтовых вод и крупный экологический ущерб. There is a method of extracting residual oil by introducing into the reservoir an aqueous solution containing sodium salts and surfactants [2] The disadvantage of this method is the salinization of groundwater and major environmental damage.
Наиболее близок к предлагаемому способ получения дымовых газов для нагнетания в нефтяной пласт [3] Согласно способу углеводородный газ ступенчато сжигают в условиях дозированной подачи воздуха под высоким давлением, охлаждают водой. Очищенный газ закачивают в нефтяной пласт. Для получения дымового газа необходимо сжигать значительные количества углеводородного газа и нефти дополнительные затраты на строительство специальной установки для сжигания. Closest to the proposed method for producing flue gases for injection into an oil reservoir [3] According to the method, hydrocarbon gas is stepwise burned under conditions of dosed air supply under high pressure, cooled by water. The purified gas is pumped into the oil reservoir. To produce flue gas, it is necessary to burn significant amounts of hydrocarbon gas and oil; additional costs for the construction of a special combustion plant.
Задача изобретения экономия углеводородного газа и исключение использования установки по сжиганию газа. Поставленная задача достигается тем, что дымовые газы отбирают с расположенной на промысле установки термической переработки нефти, в качестве установки термической переработки нефти используют установки термоконтактного крекинга или термоконтактного крекинга с газификацией. The objective of the invention is the saving of hydrocarbon gas and the exclusion of the use of gas burning plants. The task is achieved in that flue gases are taken from a thermal oil refining unit located in the field, thermal contact cracking or thermal contact cracking with gasification is used as a thermal oil refining unit.
На чертеже представлена схема действия предлагаемого способа добычи высоковязкой нефти. С установки термической переработки нефти термоконтактного крекинга 1 (см. чертеж) отбирают дымовой газ 2, образовавшийся в результате частичной газификации нефтяного кокса в блоке коксонагревателя 1а. Газ 2 содержит, мас. азот 71, СО2 26, Н2О 2, О2 1, О2 2. Газ охлаждают до температуры ниже 300оС, отвечающей условиям работы применяемого оборудования, и по газопроводу 3 через нагнетательную скважину 4 закачивают в пласт с высоковязкой нефтью 5.The drawing shows a diagram of the proposed method for the production of highly viscous oil. From the thermal oil treatment unit of thermal contact cracking 1 (see drawing), flue gas 2 is selected, which is formed as a result of partial gasification of petroleum coke in the coke heater unit 1a. Gas 2 contains, by weight. nitrogen 71, СО 2 26, Н 2 О 2, О 2 1, О 2 2. The gas is cooled to a temperature below 300 о С, which meets the operating conditions of the equipment used, and through a
Горячий газ вызывает нагрев нефтяного пласта, что приводит к понижению вязкости нефти за счет повышения ее температуры, к расширению нефти и горных пород. Происходит частичное разжижение нефти за счет растворения в ней ряда компонентов дымовых газов (СО2, О2). Повышается давление на добываемую через эксплуатационную скважину 6 нефть. В результате действия всех этих факторов возрастает коэффициент нефтеотдачи пласта и увеличивается дебит эксплуатационной скважины. Нефть 7 по эксплуатационной скважине 6 и нефтепроводу 8 поступает в установку термической переработки нефти 1, где перерабатывается в нефтепродукты 9 (моторные топлива, кокс, углеводородный газ).Hot gas causes heating of the oil reservoir, which leads to a decrease in the viscosity of oil by increasing its temperature, to the expansion of oil and rocks. Partial dilution of oil occurs due to the dissolution of a number of components of flue gases (CO 2 , O 2 ) in it. The pressure on the oil produced through the production well 6 increases. As a result of all these factors, the oil recovery coefficient increases and the production rate of the production well increases. Oil 7 through a production well 6 and
Закачка в пласт дымового газа, отобранного с установки термической переработки нефти, имеет следующие преимущества:
по сравнению со способом по прототипу исключается расход углеводородного газа;
нет необходимости строить и эксплуатировать установку по сжиганию углеводородного газа;
нет необходимости в очистке дымовых газов установки термической переработки нефти от окиси серы и других вредных соединений, содержащихся в дымовых газах в небольших количествах, мало пригодных для улавливания и утилизации;
достигается крупный экологический эффект, защита воздушного бассейна в результате закачки в пласт дымовых газов, содержащих СО2, частицы углерода и другие вредные компоненты в зависимости от состава добываемой нефти.The injection into the formation of flue gas taken from the thermal oil refining unit has the following advantages:
in comparison with the method of the prototype, the consumption of hydrocarbon gas is excluded;
there is no need to build and operate a hydrocarbon gas burning unit;
there is no need to clean the flue gases of the thermal oil refining unit from sulfur oxide and other harmful compounds contained in the flue gases in small quantities, little suitable for trapping and disposal;
A major environmental effect is achieved, protection of the air basin as a result of injection into the formation of flue gases containing CO 2 , carbon particles and other harmful components, depending on the composition of the extracted oil.
Отбор дымовых газов с установки термической переработки нефти, расположенной на промысле, имеет преимущества:
экономия на транспортных затратах по перемещению добытой нефти от промысла к установке и горячих дымовых газов в обратном направлении;
снижение потерь тепловой энергии при транспортировке горячих дымовых газов с установки по переработке нефти к нагнетающим скважинам;
снижение экологического ущерба от транспортных сооружений.The selection of flue gases from a thermal oil refinery located in the field has the following advantages:
saving on transportation costs for moving the extracted oil from the field to the installation and hot flue gases in the opposite direction;
reduction of heat energy losses during transportation of hot flue gases from an oil processing unit to injection wells;
reduction of environmental damage from transport facilities.
Преимущества применения термоконтактного крекинга в качестве процесса термической переработки нефти:
производство значительного количества дымовых газов в блоке коксонагревателя, достаточного для интенсификации добычи высоковязкой нефти.Advantages of using thermal contact cracking as a thermal oil refining process:
the production of a significant amount of flue gas in the coke heater block, sufficient to intensify the production of high-viscosity oil.
Процесс закачки дымовых газов проводят до тех пор, пока сохраняется приемлемое соотношение извлекаемой нефти и газа на выходе эксплуатационной скважины. The flue gas injection process is carried out until an acceptable ratio of recoverable oil and gas at the outlet of the production well is maintained.
В качестве процессов термической переработки нефти могут применяться термический крекинг, процесс Юрека, термоконтактный крекинг. As the processes of thermal oil refining, thermal cracking, the Yurek process, and thermal contact cracking can be used.
П р и м е р. На промысле размещают установку термоконтактного крекинга (ТКК). При переработке 100000 т нефти в год месторождения Каражанбас способом ТКК получают 36660 т дымового газа с блока коксонагревателя. Газ закачивают в пласт мощностью 10 м, залегающий на глубине 250-320 м, через несколько нагнетательных скважин. В пласте содержится тяжелая нефть с плотностью 960 кг/м3. Вязкость нефти при 20оС составляет 864,8 мПа ·с. Пластовая температура 25оС. В пласт закачивают дымовой газ с температурой 150оС. Повышение температуры в пласте до 40оС понижает вязкость до 215 мПа·с. За счет снижения вязкости и возрастания давления на нефть в пласте возрастает дебит эксплуатационных скважин.PRI me R. In the field place the thermal contact cracking unit (TKK). During the processing of 100,000 tons of oil per year of the Karazhanbas field, the TCC method produces 36,660 tons of flue gas from the coke heater block. Gas is pumped into a reservoir with a capacity of 10 m, which lies at a depth of 250-320 m, through several injection wells. The reservoir contains heavy oil with a density of 960 kg / m 3 . Oil Viscosity at 20 ° C of 864.8 mPas. Reservoir temperature of 25 ° C. The flue gas is pumped into the formation at a temperature of 150 C. The temperature increase in the formation of up to 40 ° C reduces the viscosity to 215 mPa · s. By reducing viscosity and increasing pressure on oil in the reservoir, the production rate of production wells increases.
В зависимости от количества и температуры закачиваемых газов будут изменяться темпы разработки месторождения. Depending on the amount and temperature of injected gases, the pace of field development will vary.
В течение года в атмосферу не будет выведено 220 т О2 и 9600 т СО2 в составе дымовых газов, что благотворно скажется на воздушном бассейне в районе промыслов.During the year, 220 tons of О 2 and 9600 tons of СО 2 in the composition of flue gases will not be released into the atmosphere, which will have a beneficial effect on the air basin in the field of operations.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU93018612A RU2057915C1 (en) | 1993-04-12 | 1993-04-12 | Process of extraction of high-viscous oil |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU93018612A RU2057915C1 (en) | 1993-04-12 | 1993-04-12 | Process of extraction of high-viscous oil |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2057915C1 true RU2057915C1 (en) | 1996-04-10 |
| RU93018612A RU93018612A (en) | 1996-07-10 |
Family
ID=20140042
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU93018612A RU2057915C1 (en) | 1993-04-12 | 1993-04-12 | Process of extraction of high-viscous oil |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2057915C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2161249C1 (en) * | 1999-12-20 | 2000-12-27 | Грайфер Валерий Исаакович | Method of developing heavy oil and bitumen deposits |
| RU2181158C1 (en) * | 2000-09-07 | 2002-04-10 | Западинский Алексей Леонидович | Process of development of oil fields |
| RU2181429C1 (en) * | 2000-09-15 | 2002-04-20 | Западинский Алексей Леонидович | Method of development of hydrocarbon material pool |
| RU2393344C1 (en) * | 2009-03-06 | 2010-06-27 | Государственное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Российский Государственный Университет Нефти И Газа Им. И.М. Губкина" | Disposal method of technogenic carbon dioxide of flue gas |
| RU2442885C2 (en) * | 2006-05-10 | 2012-02-20 | Рейтеон Компани | Method and device for recovery and sequestration of carbon dioxide and for extracting energy carriers from large continental masses during and after extracting hydrocarbon fuels or pollutants using electric power and critical fluids |
| WO2014022611A1 (en) * | 2012-08-01 | 2014-02-06 | Schlumberger Canada Limited | Single well inject-produce pilot for eor |
-
1993
- 1993-04-12 RU RU93018612A patent/RU2057915C1/en active
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| 1. Патент США N 4793415, кл. E 21B 43/24, опублик. 1989. * |
| 2. Горбунов А.Т. и др. Труды ВНИИ, 1991, вып. 110. * |
| 3. Авторское свидетельство СССР N 380826, кл. E 21B 43/24, опублик. 1973. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2161249C1 (en) * | 1999-12-20 | 2000-12-27 | Грайфер Валерий Исаакович | Method of developing heavy oil and bitumen deposits |
| RU2181158C1 (en) * | 2000-09-07 | 2002-04-10 | Западинский Алексей Леонидович | Process of development of oil fields |
| RU2181429C1 (en) * | 2000-09-15 | 2002-04-20 | Западинский Алексей Леонидович | Method of development of hydrocarbon material pool |
| RU2442885C2 (en) * | 2006-05-10 | 2012-02-20 | Рейтеон Компани | Method and device for recovery and sequestration of carbon dioxide and for extracting energy carriers from large continental masses during and after extracting hydrocarbon fuels or pollutants using electric power and critical fluids |
| RU2393344C1 (en) * | 2009-03-06 | 2010-06-27 | Государственное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Российский Государственный Университет Нефти И Газа Им. И.М. Губкина" | Disposal method of technogenic carbon dioxide of flue gas |
| WO2014022611A1 (en) * | 2012-08-01 | 2014-02-06 | Schlumberger Canada Limited | Single well inject-produce pilot for eor |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7814867B2 (en) | Reaction chamber for a direct contact rotating steam generator | |
| US8789608B2 (en) | Steam generation process for enhanced oil recovery | |
| US9114406B2 (en) | Steam driven direct contact steam generation | |
| JP4050620B2 (en) | Method for recovering hydrocarbons from hydrocarbon reservoirs and apparatus for carrying out the same | |
| US8646415B2 (en) | System and method for zero liquid discharge | |
| CA2632170C (en) | Integrated system and method for steam-assisted gravity drainage (sagd)-heavy oil production using low quality fuel and low quality water | |
| CA2752558C (en) | Steam driven direct contact steam generation | |
| US7694736B2 (en) | Integrated system and method for steam-assisted gravity drainage (SAGD)-heavy oil production to produce super-heated steam without liquid waste discharge | |
| CA2751186C (en) | Zero emission steam generation process | |
| MX2007013439A (en) | Flue gas injection for heavy oil recovery. | |
| CA2984020A1 (en) | Method for utilization of the inner energy of an aquifer fluid in a geothermal plant | |
| CA2715619A1 (en) | Steam drive direct contact steam generation | |
| RU2057915C1 (en) | Process of extraction of high-viscous oil | |
| RU2061858C1 (en) | Method for increased oil extraction from strata | |
| US4109718A (en) | Method of breaking shale oil-water emulsion | |
| CN108624347A (en) | The synchronous recycling of oil product and purification method in a kind of oily sludge | |
| RU2181158C1 (en) | Process of development of oil fields | |
| RU93031233A (en) | METHOD FOR REDUCING ENVIRONMENTAL DAMAGE FROM OIL REFINING INSTALLATION | |
| RU2055170C1 (en) | Method for stimulation of oil recovery | |
| CN216473074U (en) | Continuous rotary dividing wall pyrolysis device and system | |
| RU2181429C1 (en) | Method of development of hydrocarbon material pool | |
| CN209957707U (en) | Oil-containing pollutant sequential batch continuous treatment system | |
| CN114058401A (en) | Supercritical oil well produced water direct oxidation oil displacement system and method | |
| WO2016164901A1 (en) | Oil and gas industry waste stream remediation system, method, and apparatus | |
| US6137026A (en) | Zeros bio-dynamics a zero-emission non-thermal process for cleaning hydrocarbon from soils zeros bio-dynamics |