CN102652204A - 用于对海上储层注水的系统和方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种用于在海上储层进行注水，更尤其是以提高边际海上储层的采油的移动式水注入系统和方法。移动式水注入系统和方法包括便携式设备，所述便携式设备包括：从水体采收水的潜水泵；储水箱；处理所采收的水的过滤和化学处理设备；和注入泵，所述注入泵将所处理的水高压泵送至储层，以便将残油驱至相邻的开采井，提高油的采收。

Description

用于对海上储层注水的系统和方法

相关申请的交叉引用

本专利申请要求享受2009年12月21日提交的美国临时申请序列号No.61/288430的优先权，该申请在此整体引入作为参考。

技术领域

概况来说，本发明涉及一种用于对海上储层注水以提高油的采收的系统和方法，尤其是涉及一种用于对边际海上储层注水以提高油的采收的便携式系统和方法。

背景技术

储层系统，例如油层，通常含有诸如水的流体以及诸如油和气的烃类混合物。为从储层开采烃类，可以使用不同的机理，诸如一次采收工艺、二次采收工艺或三次采收工艺。

在一次采收工艺中，由于储层与井眼内井底压力之间的固有压力差较高，烃类被从储层排出。储层的能量和自然力将储层中含有的烃类驱至开采井，直至地面。人工举升系统，例如有杆泵、电动潜水泵或气举系统，通常在一次开采阶段实施，以减少井内的井底压力。这些系统增加了储层和井眼入口之间的压力差；从而增加烃类开采。但是，即使使用这些人工举升系统，由于储层压力的原因，利用一次开采工艺通常也仅能采收原始原油地质储量（OOIP）的一小部分，储层和井眼入口之间的压力差由于开采而随着时间减小。例如，在一次采收达到极限(亦即：储层压力太低而导致开采率不合算的情况，或者在开采流中气或水的比例太高的情况)之前，通常只能开采原始原油地质储量的约10-20%。

为了延长储层的开采寿命，可以使用二次采收工艺或三次采收工艺。通常，在这些工艺中，诸如水、气、表面活性剂或它们的组合这样的流体被注入到储层中，以维持储层压力，并将烃类驱至开采井。例如，除了一次采收过程中开采的量之外，通常还可以额外开采原始原油地质储量的约10-50%。最通用的二次采收工艺是注水，其常常被称为提高采收（IOR）的工艺，其包括向储层注入水，以置换或物理驱扫残油至邻近的开采井。

注水作业通常需要用于注入的充足水源、对水源水进行过滤和化学处理的水净化系统、泵送或注入系统以及经由井眼通向储层地层的通路。虽然注水工艺比其他采油工艺更经济，但是，注水作业存在后勤和经济局限性，这些妨碍了注水的使用，尤其是在海上环境作业的时候。

在海上或远洋注水作业时，开采井和注入井位于海底，或者在水体下面，通向井的通路主要经由平台或开采船舶。开采出的水被处理而用作注水水源；作为选择，也可以采收、处理海水，将其注入到注入井中。这样的流体加工/处理设施通常位于集中式注入平台上，所述集中式注入平台经由海底管线连接于各个注入井，因为注入井通常位于储层周边很远。

注水的投资和运行成本以及后勤限制常常确定了注水是否是用于采收储层的可行选择。从历史的角度来看，在原始原油地质储量范围在0.25-2百万储罐桶数（MMSTB)之间的边际油储层中，注水还没有可行的，即使在增加的注水储量达到第一储量的两倍的时候。例如，从对边际海上储层进行注水获得的预测的增产油通常不会抵销注入泵和供给注入水至远程平台的铺设管线的成本。注水采收同样还依赖于水注入时机，而由地面获得水的延误也会导致采收损失。此外，海水注入系统安装在远程平台上，这从结构上来说是不可行的，因为它们受到重量限制、空间限制和有限移动的挑战。

发明内容

依照本发明的一个方面，本发明公开了一种在海底储层中进行注水的方法。该方法包括：提供其内具有烃类的海底储层和多个海上平台，每个海上平台具有与海底储层流体连通的井眼。还提供了便携式注水系统。便携式注水系统包括用于采收海水的潜水泵、用于容纳海水的箱、以及用于泵送海水至海底储层的注入泵。在所述多个海上平台中的至少一个上组装所述便携式注水系统。利用所述便携式注水系统，向海底储层注入海水一预定量的时间。烃类从所述海底储层开采。

在一个实施例中，在所述预定量的时间之后，从所述海上平台拆卸便携式注水系统，并将其转移到另一个海上平台，以便注水。

在一个实施例中，所注入的海水通过所述便携式注水系统被组装在其上的海上平台上的井眼注入。

在一个实施例中，便携式注水系统的组装包括连接位于海水表面之下的潜水泵，以将海水泵送至海上平台的甲板。所述箱安装在海上平台的甲板上，使得所述箱与潜水泵流体连通，并从潜水泵接收海水。注入泵安装在海上平台的甲板上。注入泵与所述箱和井眼流体连通，使得注入泵从所述箱接收海水，并将海水泵送至井眼，以便对海底储层注水。

在一个实施例中，潜水泵安装在滑架（skid）上，使得所述潜水泵可以利用标准平台起重机提升。

在一个实施例中，所述箱安装在滑架上，使得所述箱可以利用标准平台起重机提升到甲板上。

在一个实施例中，注入泵安装在滑架上，使得所述注入泵可以利用标准平台起重机提升到甲板上。

在一个实施例中，以每天至少4500桶水的注入流量将海水注入井眼中。

在一个实施例中，在海水注入的同时，井眼维持至少1000p.s.i.的油管头压力。

在一个实施例中，所述多个海上平台上的每个井眼都是开采井的部件，所述便携式注水系统组装在其上的海上平台上的开采井在注入海水之前变为注入井。

在一个实施例中，对所述多个海上平台中的每一个，预测利用便携式注水系统获得的增产烃类采收。然后，基于所预测的增产烃类采收，以一定次序，在所述多个海上平台中的每一个上利用所述便携式注水系统。

依照本发明的另一个方面，公开了一种在海底储层进行注水的方法。该方法包括：提供其内具有烃类的海底储层和具有与海底储层流体连通的开采井的海上平台。将开采井转变为注入井。将便携式注水系统运输到所述海上平台。所述便携式注水系统包括用于采收海水的潜水泵、用于容纳海水的箱、以及用于泵送海水至海底储层的注入泵。利用所述便携式注水系统，向海底储层注入海水一预定量的时间。

在一个实施例中，将所述潜水泵连接于海水表面以下，以将海水泵送至海上平台的甲板。所述箱安装在海上平台的甲板上，使之与潜水泵流体连通，并从潜水泵接收海水。注入泵安装在海上平台的甲板上。所述注入泵与所述箱和井眼流体连通，使得注入泵从所述箱接收海水，并将海水泵送至井眼，以便对海底储层注水。

在一个实施例中，以每天至少4500桶水的注入流量将海水注入井眼中。

在一个实施例中，在海水注入的同时，井眼维持至少1000p.s.i.的油管头压力。

依照本发明的另一个方面，公开了一种优化在海底储层中注水的方法。该方法包括：提供其内具有烃类的海底储层和多个海上平台，每个海上平台具有与海底储层流体连通的井眼。还提供了便携式注水系统。便携式注水系统包括用于采收海水的潜水泵、用于容纳海水的箱、以及用于泵送海水以对海底储层注水的注入泵。对在所述多个海上平台中的每一个上利用便携式注水系统的开采影响（impact）进行分类，例如通过烃类采收的增产量进行分类。在所述多个海上平台中的每一个上使用便携式注水系统，以响应于其分类，对海底储层注水。

在一个实施例中，在所述多个海上平台中的一个上组装所述便携式注水系统，利用该便携式注水系统向海底储层注水一预定量的时间。然后，从该海上平台拆卸所述便携式注水系统，并将所述便携式注水系统移动到不同的海上平台而进行注水。

附图说明

图1是在依照本发明一实施例的用于提高海底储层的油采收的海上平台的环境示意图。

图2是依照本发明一实施例的用于提高海底储层的油采收的注水系统的示意剖视图。

图3是依照本发明一实施例的用于提高海底储层的油采收的注水系统的示意剖视图。

图4是用来模拟依照本发明一实施例的用于提高海底储层的油采收的注水工艺的储层模型的示意图。

图5是曲线图，示出了依照本发明一实施例的用于提高海底储层的油采收的图4所示的储层模型的注水工艺模拟结果。

图6是依照本发明一实施例的示例性边际海上储层的示意图。

图7是依照本发明一实施例的图6的放大剖视图。

图8是依照本发明一实施例的海上平台上的移动式海水注入系统的性能结果曲线图。

图9是依照本发明一实施例的海上平台上的移动式海水注入系统的性能结果曲线图。

具体实施方式

在此所述的系统和方法是用于在海上储层中进行注水的移动式海水注入系统，尤其是用以在边际海上储层提高油采收。正如从下文进一步的描述中更好地理解的那样，本系统和方法涉及利用便携式设备从海洋采收海水，并将海水高压泵送至注入井中，这样，水将残油驱至相邻的开采井，提高油的采收。

图1是边际海上储层中的浮动海上平台的示意图，这里，原始原油地质储量范围通常在0.25-2百万储罐桶数（MMSTB)之间。海上平台处于这样的区域中：在该区域中在适当位置没有传统的水注入设施。而且，这些传统水注入设施经济上不可行，因为注入泵以及铺设向海上平台供给注入水的管线的投资费用不能与从对储层注水所获得的所预测增产油相抵消。另外，由于重量限制、空间限制以及移动有限，从结构角度来说这种平台也是不可行的。正如将要描述的，所以利用移动式海水注入系统来对边际海上储层注水。

图2是供海上储层例如图1所示的边际海上储层注水使用的移动式海水注入系统10的示意图。海水注入系统10位于海上平台11上，该海上平台具有升高到海平面W之上的海上平台11顶部。海上平台11可以是浮动平台或固定平台。正如在此所使用的，海上环境及其他相关术语用来描述海或洋，应当理解，在此所述的注入系统及方法同样可在淡水中使用。潜水泵13或潜水泵13的入口位于海平面W之下，以便潜水泵13可以从海洋采收海水，并将海水通过输送软管15泵送至容纳箱17中。容纳箱17与泵送系统19流体连通，使得容纳箱17能够向泵送系统19稳定地供水。容纳箱17和泵送系统19都安装到海上平台11上。来自容纳箱17的水由泵送系统19加压传送给注入井21，以便将加压的水注入到海底储层R，用于置换油，并将油驱至相邻的开采井，以提高海底储层R的油采收。

在一个或更多个实施例中，潜水泵13是电动潜水泵（ESP）。电动潜水泵通常被用于石油工业，用于设置在开采井眼的底部，以便开采流体。潜水泵13附着于海上平台11（图中没有显示附着），通过输送软管15将海水泵送到海上平台11的甲板。例如，潜水泵13能够以每分钟5桶（bpm）的流量通过输送软管15泵送海水至容纳箱17，其等于每天7200桶水（bwpd）。潜水泵13可以完全地或部分地浸入海平面W以下，只要潜水泵13的入口能够充分推动水至海上平台11的表面即可。本领域普通技术人员应当明白，在移动式海水注入系统10中，可以使用一个或更多个潜水泵13来采收海水，在第一潜水泵13故障或失效的情况下，可以设置其他的泵。输送软管15可以是任何管结构，柔性的或刚性的，其设计成能从潜水泵13载运流体至海上平台11的表面，例如至容纳箱17。

海水在进入高压泵送系统19之前存储在容纳箱17中。例如，容纳箱17可以是大小足以为泵送系统19提供稳定的供水的任何存储箱。在一个实施例中，容纳箱17可以存储至少约50桶的流体。在另一个实施例中，容纳箱17可以存储至少约100桶的流体。在另一个实施例中，容纳箱17可以存储至少约150桶的流体。本领域普通技术人员应当明白，在移动式海水注入系统10中，可以使用一个或更多个容纳箱17来存储所采收的海水。

泵送系统19用来向井眼21内注入海水，以便传送至海底储层R中。泵送系统19可以包括安装在海上平台11的表面上的一个或更多个高压泵。例如，泵送系统19可以包括两个HT-400^TM泵，HT-400^TM泵由总部设置在德克萨斯州休斯顿市的Halliburton分销。这两个HT-400^TM泵用来泵送海水，正常工作压力约为1000-2000p.s.i.，直至高达约4500p.s.i的压力，最大流量为每分钟约3-4桶或每天约4500-5500桶水。泵可以定期更换，例如每12小时更换，以避免过热，并保持泵效率。当多个泵运行时，流体流可以被一吸入总管（未显示）控制，以便快速地从将流体从一个泵传送至另外一个泵而不存在停机时间。来自泵送系统19的排水被传送给井眼21的井头，以便注入到海底储层R内。例如，水至井眼21的传送可通过高压挠性软管或活动弯头（Chiksan）管系。

图3显示了移动式海水注入系统10的实施例，由潜水泵13采收的海水经过过滤和化学处理。处理化学品可以存储在化学品储存柜23中，并利用注入泵25注入到容纳箱17上游的输送软管15中，其在图3中以区域A表示。例如，一种或更多种生物杀灭剂可以连续注入到容纳箱17上游的流体流中。作为选择，处理化学品也可以分批注入。本领域技术人员应当明白，作为选择，处理化学品还可以注入到位于容纳箱17下游和泵送系统19上游的区域B的海水中，或者传送到位于泵送系统19下游的区域C中。此外，处理化学品也可以直接注入容纳箱17或注入井21中。

可以存储在化学品储存柜23中并利用注入泵25注入到输送软管15中的处理化学品例子包括EC6111E和EC6388A，这两种生物杀灭剂由总部设在伊利诺斯州内珀维尔市的Nalco Company生产和分销。EC6111E是一种通常用于控制油田水处理系统中的微生物的生物杀灭剂，其是一种水溶性的、非离子的、且非表面活性的生物杀灭剂。在一个或更多个实施例中，可以以每天10加仑的剂量连续注入EC6111E，假定海水注入流量为每天5000桶（bbl/天），则产生大约百万分之三十（ppm）的处理浓度。在有些实施例中，EC6111E的处理浓度大于约百万分之三十（ppm）。EC6388A是另一种可用于水处理的生物杀灭剂，因为某些细菌菌株可能对某些生物杀灭剂、例如EC6111E有抗性。在一个或更多个实施例中，注入35-150ppm生物杀灭剂浓度的EC6388A，其被分批处理四个小时，每周两次，或者根据需要保持对流体流的控制。在一个或更多个实施例中，可以利用EC6111E和EC6388A两者，因为多种生物杀灭剂的注入提供了控制优化，提高了所有细菌菌株都受影响的可能性。

在一个或更多个实施例中，潜水泵13采收的海水在传送至容纳箱17之前经受过滤处理。过滤器27位于海上平台11上，以从海水流除去海洋生物及其他固体颗粒。例如，过滤器27可以是10微米过滤器、15微米过滤器、25微米过滤器、50微米过滤器或100微米过滤器。在一个或更多个实施例中，可以使用一个或更多个过滤器27。另外，过滤器27可以定位在位于容纳箱17下游和泵送系统19上游的区域B中，或位于泵送系统19下游的区域C中，或者两者的组合。

在一个或更多个实施例中，存储在容纳箱17中的海水在被传送至泵送系统19之前经受化学处理。处理化学品可以存储在化学品储存柜29中，并利用注入泵31注入到泵送系统19上游，其在图3中以区域B表示。化学品储存柜29的大小可以类似于化学品储存柜23，或者它们可以具有不同的存储容量。类似地，注入泵31可以与注入泵27同样地运行，或者它可以将化学品以不同于注入泵27的流量注入到流体流中。例如，一种或更多种除氧剂或结垢抑制剂可以连续或分批注入到泵送系统19上游的流体流中。本领域技术人员应当明白，作为选择，这些处理化学品还可以注入到位于容纳箱17上游的区域A的海水中，或传送到位于泵送系统19下游的区域C中，或者它们的组合。此外，这些处理化学品也可以直接注入容纳箱17或注入井21中。

可以存储在化学品储存柜29中并利用注入泵31注入到流体流中的处理化学品例子是EC6067A，其是一种由Nalco Company生产和分销的除氧剂。尤其是，EC6067A是一种无机亚硫酸盐型化合物水溶液，其能够快速、高效地除去水注入系统、钻井流体及其他流体的溶解氧。在一个或更多个实施例中，EC6067A被连续注入到水容纳箱下游和高压注入泵上游的流体流中。例如，可以将EC6067A存储在化学品储存柜29中（其为存储容量至少约250加仑的携带柜），并供应给化学品注入泵31，所述化学品注入泵以每10000桶海水40加仑的剂量注入除氧剂（目标浓度大约为90ppm），以充分除去全部的溶解氧和提供残余水平的硫酸氢盐以免储层变酸。假定海水注入流量为每天5000bbl，该处理化学品大约为每天20加仑。

在一个或更多个实施例中，也可以将防蚀剂存储在化学品储存柜29中并利用注入泵31注入到流体流。但是，由于水注入的持续时间相对较短，防蚀剂的注入通常不是必须的，正如后面将描述的那样。因而，对海水可以定期进行水分析，如果表明腐蚀是需要关心的问题，则就可以使用抑制剂。

在运行时，移动式海水注入系统10适于临时部署，以释放分散在各个平台的小储层上的重要的注水储量。移动式海水注入系统10是模块化的，柔性的和移动式的，这样，其可以快速、低成本地将水注入地层中，从而增产注水储量，尤其是从边际海上油储层。例如，并且不受限制的，移动式海水注入系统10可以部署在具有有利流度比环境的高渗透率、均质储层（不存在高渗透率漏失区域）中，这样，即使以高流量注入，排水量也是稳定的。与任何注水工艺一样，应该在开始水注入之前建立注入井与任何相邻开采井之间的储层连通。注入井与开采井之间的储层地层连续可通过使用地层对比、井底压力、进行诸如应用重复地层测试器（RFT）的井下地层测试、进行注入井与开采井之间的干涉/脉冲测试、或它们的组合进行印证。利用水注入来快速处理储层，突出了海水注入系统10的益处，显著降低了采收成本（$/bbl）。

利用移动式海水注入系统10，快速喷出的水可以以显著高于开采流量的流量注入，以给储层快速加压，朝着开采井置换油，只要该压力保持在受限储层岩石的破裂压力内即可。海水注入系统10能够液压地破裂注水储层，通过注入较冷的海水而持续地进行破裂（热诱发破裂扩展）。对于流度比在0.5-1.5范围的储层，即使在高注入流量（例如高达通常的开采流量的3倍）的情况下，排量也是稳定的。例如，对于高渗透率为约300-500毫达西（mD）、急倾（给定下倾水注入）且具有轻质油的均质储层来说，体积波及效率在高流量注入时不会下降，因为轻质油在油相和水相之间具有较大的密度差。这允许对这些储层进行快速加压，这样可以拆卸移动式海水注入系统10，且将其装配到另一个平台上重复进行水注入。例如，以比典型注水短的时间段采用移动式海水注入系统10向储层注入水，例如直到在相邻开采井中出现窜水。在有些情况下，海水注入系统10的注入时段小于窜水时间点。

在一个或更多个实施例中，设备的各个部件安装在小于11公制吨的滑架上，因此可以被标准平台起重机举升和放置。这使得海水注入系统10的移动时间达到约十二小时从一个海上平台11移除，并且另十二小时组装以便在另一个海上平台11上使用。所以，在移动式海水注入系统10已用于在给定平台或井上注入海水一规定时间段后，可以拆卸移动式海水注入系统10，将其移动至另一个平台、装配并开始运行，所有这些都在约二十四小时内完成。

在常规或传统水注入方案中，在可利用钢制造必要部件之前，在平台上铺设水管线和安装注入设施可能花费几个月或几年。相比而言，海水注入系统10可以在该时间的几分之一内准备就绪，而且安装不需要“热”作业，所述“热”作业包括熔焊、切割、烧熔、喷砂及其他生热操作，这些增加了着火的危险。所以，利用海水注入系统10，可以优化水注入时机和在储层寿命之初灵活启动水注入，这对最大化油采收来说是关键的。

此外，海水注入系统10在海上平台11上需要的占地面积少。具有海水注入系统10的平台甲板上的充足空间可用来配设用于井下作业或修井的平直管线和电线单元。这对需要定期修井的大多数海上油气平台来说都是很重要的。此外，在化学处理时，通过分别使用化学品储层柜23、29和注入泵27、31，用生物杀灭剂处理海水，并确保足够抗蚀保护，通过避免需要额外人力、设备和成本的复杂处理，它们保持了较少的占地面积。

在一个或更多个实施例中，已有的开采井被转换为注入井，以节省新注入井的钻井费用。这有助于能够从通常不进行注水的较小海上油储层进行经济采收。

例子

例如，在泰国海上的边际油田的平台上应用了移动式海水注入系统10。移动式海水注入系统10安装在井口平台上。海水被注入到单井中，以向油储层注水，从单油井开采。

图4是储层模型的示意图，其具有大约2.2百万储罐桶数（MMSTB）的原始储量。如图4所示，由于开采井‘开采井#_1’非常临近储层的气顶，该井通常在开采寿命较早的时期通过以低采油量为代价而具有高气开采量。这将快速放空气顶，从而降低储层压力，并留下开采井的大量上扫油向下沉入。

但是，通过从‘注入井#_1’所在位置处的注入支撑，将保持储层压力，并使气体流入‘开采井#_1’的流入量不再那么明显。这允许位于注入井与开采井之间的油容量被朝着‘开采井#_1’所在的位置驱扫。这使‘开采井#_1’获得持续不变的采油量，与没有注入支撑的情况相比，能够从储层获得更高的采收。假定储层和流体特性有利于注水，注入流量可以达到排出流量的三倍，以加速注水响应和采收，并减少在平台上部署移动式海水注入系统10所花费的时间。

图5显示了图4所示的储层模型的模拟结果。模拟研究表明，应用移动式海水注入系统10将导致大约150000油罐桶数（STB）的增产油采收。尤其是，虚线曲线表示一次开采的累积油，短划线曲线表示水注入仅三个月的累积油开采。水以每天约5000桶水的流量注入，三个月的注入期总共注入约450000桶水。虽然水注入仅持续三个月，但是，由于储层内部压力升高，能够长期获得开采益处。经过计算，使用移动式海水注入系统10三个月的时段所获得的增产油成本对于每桶增产油来说小于$3。

图5中的实线曲线表示在整个开采寿命连续水注入的累积油。虽然所开采的累积油大于注入期为三个月的累积油，但是因为在水窜流之后采油流量变慢，导致每一增产桶油的成本比三个月注入期的情况高，因此移动式海水注入系统10回报减少。所以，在对储层注水一短的注入期后，可以拆卸移动式海水注入系统10，将其装配到储层田的另一个平台上以向其他小的储层注水。

利用移动式海水注入系统10，提供了一种低成本、灵活的、且最重要的移动式系统，其能够实现边际油储层的经济采收，尤其是因为已有的开采井可以转变为注入井。由于传统注水系统的基建成本高，许多边际海上储层目前不会进行注水。这导致储层损失，转化为收益损失。

图6显示了泰国海上开采的示例性边际储层田的示意图。圆表示在整个储层田上的海上平台，其通过多个开采管线连接在一起。具有剖面线的圆表示从开采水源通过水管线供给注入水的海上平台。如图6所示，由于后勤和经济局限性而妨碍了注水的利用，因此很少的海上平台供给注入水。

图7显示了图6所示的边际储层田的一部分的放大剖视图。管线100和200用来将开采的储层流体输送至陆地的精炼或加工设施，或者输送到浮式采油、储油、卸油（FPSO）船舶或浮式储油、卸油（FSO）船舶。管线100还包括水管线，以从开采水源向海上平台供给注入水。因此，与管线100流体连通的海上平台利用传统技术注水。仅与管线200连通的海上平台没有供给注入水，所以，不能使用传统技术注水。尤其是，仅仅与管线200连通的海上平台通常不能调整专用海水注入系统或开采水注入管线。

海上平台201、203被确定为使用移动式海水注入系统10的试验对象。尤其是，海上平台201、203与小型、均质、高渗透储层相联，所述储层是急倾的（high dip）、具有有利的流度比，并且包含轻质油。移动式海水注入系统10移动到海上平台201上。进行成功的干涉/脉冲测试，印证目标注水储层正在从海上平台201上的注入井压力连通至相邻的开采井。移动式海水注入系统10用来破裂地层以建立注入能力。对于1300psi的油管头压力，平均注入流量为每天5000桶水（bwpd）。

在操作七周之后，累积注入量是260Mbbl，注入成本为$1.1/bbl。在注入过程中，含氧量是0ppb，这表示化学处理程序很成功。操作移动式海水注入系统10两周，打开相邻开采井，以恒定的26/64"节流口（choke）流动五天。油流量从964日产油桶数（bopd）增加到1172日产油桶数。压力从560psi升高到820p.s.i。气流量从1.4MMscf/d下降到0.1MMscf/d。气油比从约4000scf/bbl下降到小于100scf/bbl。水仍然为0bwpd。开采七周之后，流量为2100日产油桶数（bopd），每天0桶水（bwpd）。这次，由于应用了海水注入系统10，储层开采了80Mstb油，抽油成本为$3.5/地面储罐油桶数（STBO）。

然后将移动式海水注入系统10移动到海上平台203上。在进行成功的脉冲测试表明从海上平台203的注入井到相邻开采井压力连通之后，移动式海水注入系统10用来破裂地层并建立注入能力。平均注入流量为每天5000桶水（bwpd），一直持续大约两个月的时间段。

图8和9分别显示了海上平台201、203上的移动式海水注入系统10所产生的结果。由于每次注水导致的增产油为大约$3/原油当量桶（BOE），在图8和9中用阴影区显示。水以高流量、高压注入，压力大于储层破裂压力，允许储层以每年的含烃类孔隙体积注入量的50%到100%的快速处理。进一步地，在移动式海水注入系统10已被拆卸并移动到另一个场所之后很久，才能感觉到水注入的好处。

虽然在上文中已经就某些优选实施例描述了本发明，并且为了说明已经阐述了许多细节，但是，对本领域技术人员来说，显而易见，本发明易于改变，而且再次所述的某些其他细节可以改变很大，这都不会脱离本发明的基本原理。

Claims (11)

1.一种对海底储层注水的方法，该方法包括：

（a）提供内部具有烃类的海底储层；

（b）提供多个海上平台，每个海上平台具有与海底储层流体连通的井眼；

（c）提供便携式注水系统，所述便携式注水系统包括用于采收海水的潜水泵、用于容纳海水的箱、以及用于泵送海水至所述海底储层的注入泵；

（d）在所述多个海上平台中的至少一个上组装所述便携式注水系统；

（e）利用所述便携式注水系统，向所述海底储层注入海水一预定量的时间；和

（f）从所述海底储层开采烃类。

2.如权利要求1所述的方法，还包括：

（g）从海上平台拆卸所述便携式注水系统；和

（h）重复步骤（d）至（f）。

3.如权利要求1所述的方法，其中，在步骤（e）中注入的海水是通过所述便携式注水系统组装于其上的所述海上平台上的井眼注入的。

4.如权利要求1所述的方法，其中，步骤（d）还包括：

将所述潜水泵连接于海水表面之下，以将海水泵送至所述多个海上平台中的至少一个的甲板；

在甲板上安装所述箱，所述箱与潜水泵流体连通，以便使得所述箱接收由潜水泵泵送的海水；和

在甲板上安装所述注入泵，注入泵与所述箱以及所述井眼流体连通，以便使得所述注入泵从所述箱接收海水，并将海水泵送至海底储层中。

5.如权利要求4所述的方法，其中，潜水泵安装在一滑架上，使得该潜水泵能够利用标准平台起重机提升。

6.如权利要求4所述的方法，其中，所述箱安装在一滑架上，使得所述箱能够利用标准平台起重机提升到甲板上。

7.如权利要求4所述的方法，其中，注入泵安装在一滑架上，使得所述注入泵能够利用标准平台起重机提升到甲板上。

8.如权利要求1所述的方法，其中，步骤（e）还包括以每天至少4500桶水的注入流量将海水注入井眼中。

9.如权利要求1所述的方法，其中，步骤（e）还包括在所述井眼中维持至少1000p.s.i.的油管头压力。

10.如权利要求1所述的方法，其中：

在步骤（b）中的每一井眼都是开采井的部件；以及

所述便携式注水系统组装在其上的所述海上平台上的开采井在步骤（e）之前转变为注入井。

11.如权利要求1所述的方法，还包括：

（d）预测利用所述多个海上平台中的每一个上的便携式注水系统获得的增产烃类采收；和

（e）基于所预测的增产烃类采收，以一定次序，在所述多个海上平台中的每一个上使用所述便携式注水系统。

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