CN104011329A - 用于生产油的系统和方法 - Google Patents

用于生产油的系统和方法 Download PDF

Info

Publication number
CN104011329A
CN104011329A CN201280061526.XA CN201280061526A CN104011329A CN 104011329 A CN104011329 A CN 104011329A CN 201280061526 A CN201280061526 A CN 201280061526A CN 104011329 A CN104011329 A CN 104011329A
Authority
CN
China
Prior art keywords
oil
stratum
preparation agents
well
unmixing
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN201280061526.XA
Other languages
English (en)
Inventor
R·B·泰勒
C·P·A·布洛姆
P·M·波瑞格特
R·海登
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Shell Internationale Research Maatschappij BV
Original Assignee
Shell Internationale Research Maatschappij BV
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Shell Internationale Research Maatschappij BV filed Critical Shell Internationale Research Maatschappij BV
Publication of CN104011329A publication Critical patent/CN104011329A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection

Abstract

本发明涉及用于生产油的系统和方法。将包含含有2-6个碳的醚的含醚配置剂注射进含油地层。将包含具有小于5wt.％的盐含量的水的油-不混溶配置剂也注射进地层。从地层生产油。

Description

用于生产油的系统和方法
本发明领域
本发明公开内容涉及用于生产油的系统和方法。
本发明背景技术
增强油采收率(EOR)可以用于在全世界的油田中增加油采收率。存在3个主要EOR类型：热、化学/聚合物和气体注射，其可以用于增加从储层采收油的采收率，其超越通过常规手段所可以达到的-可以延长油田寿命并且增强油采收因子。
热增强的采收通过向储层添加热而操作。最广泛实践的形式为蒸汽驱油，这降低油粘度，以使得其可以流动至生产井。化学驱油通过降低截留(trap)残油的毛细管力增加采收率。聚合物驱油改进注射水的驱扫效率。混注以与化学驱油相似的方式操作-可以通过注射可与油混溶的流体，采收截留残油。
参照图1，显示了现有技术系统100。系统100包括地下地层102、地下地层104、地下地层106和地下地层108。在地表提供生产设备110。井112横贯地层102和104，并且终止在地层106中。在114显示了部分地层106。油和气通过井112从地层106生产，至生产设备110。气体和液体彼此分离，气体储存于气体储存器116中并且液体储存于液体储存器118中。
WO2008141051公开了用于通过将可混溶增强油采收率("EOR")配置剂(其可以包含二甲醚配置剂)通过位于地层以上的井注射至地层中，并且通过井从地层生产油和/或气，而从含油地下地层采收油和/或气的系统和方法。在公开的方法的一个实施方案中，将一定量的可混溶EOR配置剂注射进含油地层，随后注射另一组分以迫使可混溶EOR配置剂横穿地层。用于迫使可混溶EOR配置剂横穿地层的成分可以为不混溶EOR配置剂，其中不混溶EOR配置剂可以包括气体或液体形式的水、空气、氮、前述两者或更多者的混合物，或其它不混溶EOR试剂，如本领域中已知的。
在含醚EOR配置剂注射进地层并且使用含醚EOR配置剂迁移油用于自地层的生产之后，残油可以留在地层中。残油保留至少部分来自含醚EOR配置剂的醚，因为醚可混溶在残油中。如果不混溶EOR配置剂包含水，截留在残油中的部分醚可以通过用于迫使含醚配置剂横穿地层的不混溶EOR配置剂采收，然而，如果醚不是特别可与不混溶EOR配置剂混溶，则大部分醚可能留在残油中。
本领域中需要改进的用于利用EOR配置剂中的醚增强油采收率的系统和方法。特别地，本领域中需要用于在将含醚EOR配置剂注射进地层之后，使用含醚溶剂以改进地层中截留在残油中的醚的采收，而增强油采收率的改进的系统和方法。采收的醚可以重新用于EOR配置剂，以进一步从地层采收油。
发明内容
在一个方面中，本发明涉及用于从地下地层生产油的系统，其包括：地层以上的第一井；用于将包含含有2-6个碳的醚的配置剂注射进地层的机构；将油-不混溶配置剂注射进地层的机构，其中油-不混溶配置剂具有最多5wt.％的盐含量并且包含具有最多5wt.％的盐含量的水；和用于从地层生产油的机构，其中用于注射包含含有2-6个碳的醚的配置剂的机构、用于注射油-不混溶配置剂的机构，或用于从地层生产油的机构的至少一者位第一井。
在另一方面，本发明涉及用于生产油的方法，其包括将包含含有2-6个碳的醚的配置剂注射进含油地层；将油-不混溶配置剂注射进地层，其中油-不混溶配置剂包含具有小于5wt.％的盐含量的水；和从地层生产油、含有2-6个碳的醚和水。
附图说明
图1显示了油和/或气生产系统。
图2a显示了井网系统。
图2b和2c显示了图2a的增强油采收率方法过程中的井网系统。
图2d显示了井网系统。
图3a-3d显示了油生产系统。
图4为在6895KPa下盐浓度对DME在含水相中的溶解度的影响的图。
图5为在50℃下盐浓度对DME(mol分数(x))与水的蒸气-液体平衡的影响的图表。
图6为在50℃下液-液区域中压力对DME在NaCl盐水的溶解度的影响的图表。
图7a和7b为显示在30℃下盐对DME在水(线)中溶解度(mol分数(x))的影响的CPA-盐模型预测相比于实验数据(符号)的图表。图7a显示了满刻度压力且图7b强调了蒸气-液体平衡。
图8a和8b显示在50℃下盐对DME在水(线)中溶解度(mol分数(x))的影响的CPA-盐模型预测相比于实验数据(符号)的图表。图8a显示了满刻度压力且图8b强调了蒸气-液体平衡。
图9显示在80℃和120℃下就10wt.％的NaCl盐水的盐对DME在水(线)中溶解度(mol分数(x))的影响的CPA-盐模型预测相比于实验数据(符号)的图表。
图10为显示在30℃下含水DME-盐水相的密度(符号代表实验数据并且线代表CPA-盐模型预测)的图表。
图11为显示在50℃下含水DME-盐水相的密度(符号代表实验数据并且线代表CPA-盐模型预测)的图表。
图12为显示在6895KPa(1000psi)的固定压力下DME在各个浓度的盐水中的溶解度相对于温度(符号代表实验数据并且线代表CPA-盐模型预测)的图表。
具体实施方式
本发明提供用于增强从含油地层采收油的采收率的系统和方法，其使用包含含有2-6个碳原子的醚的含醚配置剂以从地层迁移和生产油，其中醚通过以下从未由含醚配置剂迁移的残油采收：将包含低盐度水的低盐度油-不混溶配置剂注射进地层，所述低盐度水具有最多5wt.％的盐含量，其中油-不混溶配置剂总盐含量最多为5wt.％，并且从地层生产油、含有2-6个碳的醚和水。本工艺公开了在将可混溶配置剂注射进地层之后将油-不混溶配置剂注射进地层，其中油-不混溶配置剂可以包含水并且可混溶配置剂可以包含二甲醚。其中未限制水盐度，并且通常，用于EOR驱水的水具有相对高盐度-因为使用的水为海水或因为重新注射具有地层盐度的生产的水。然而，低分子量醚例如二甲醚，相比分配进具有高盐度的水中，更容易从残油分配进低盐度水，因此，使用本发明的系统和方法，更多低分子量醚可以从残油采收。
本发明的系统提供位于地下含油地层以上的第一井。系统也包括用于将包含含有2-6个碳的醚的配置剂注射进地层的机构，用于将油-不混溶配置剂注射进地层的机构，其中油-不混溶配置剂具有最多5wt.％的总盐含量并且包含总盐含量最多5wt.％的水，和用于从地层生产油、含有2-6个碳的醚和水的机构。以下机构的至少一者位于第一井：用于将含醚配置剂注射进地层的机构，用于将注射油-不混溶配置剂注射进地层的机构，和用于从地层生产油、醚，和水的机构。
在该系统的一个实施方案中，用于将含醚配置剂注射进地层的机构，用于将油-不混溶配置剂注射进地层的机构，和用于从地层生产油、醚，和水的机构位于第一井。在该实施方案中，含醚配置剂可以注射进地层一段时间，然后，在随后的一段时间中，油可以从地层生产。从地层生产油之后，将含醚配置剂注射进地层之后，油-不混溶配置剂可以注射进地层一段时间，之后油、醚，和水可以从地层生产。
在该系统的一个实施方案中，用于注射含醚配置剂的机构和用于将油-不混溶配置剂注射进地层的机构可以为相同机构。含醚配置剂和油-不混溶配置剂可以通过该机构注射，可以连续或同时进行。如果含醚配置剂和油-不混溶配置剂同时注射，含醚配置剂和油-不混溶配置剂可以为混合在一起，以通过用于注射含醚配置剂和油-不混溶配置剂的机构共注射。
在该系统的另一个实施方案中，系统可以包括第二井。用于将含醚配置剂注射进地层的机构、用于将油-不混溶配置剂注射进地层的机构，和/或用于采收油、醚，和水的机构可以位于第二井。在该实施方案中，含醚配置剂可以在第一井注射进地层一段时间，随后在第一井将油-不混溶配置剂注射进地层一段时间。油、醚，和水可以在第二井生产。替代地，含醚配置剂可以在第二井注射一段时间。随后在第二井注射油-不混溶配置剂一段时间，并且油、醚，和水可以从第一井生产。替代地，含醚配置剂和油-不混溶配置剂可以同时注射，优选作为混合物，在第一或第二井注射，并且油、醚，和水可以从第一或第二井生产，其中如果含醚配置剂和油-不混溶配置剂在第二井注射，则油、醚，和水从第一井生产，或如果含醚配置剂和油-不混溶配置剂在第一井注射，则油、醚，和水可以从第二井生产。替代地，含醚配置剂可以在第一井注射进地层，并且，一段时间之后，油-不混溶配置剂可以在第二井注射进地层，并且油、醚，和水可以在第一井生产，或含醚配置剂可以在第二井注射进地层，并且，一段时间之后，油-不混溶配置剂可以在第一井注射进地层，并且油、醚，和水可以在第一井生产。
在该系统的另一个实施方案中，系统可以包括第三井。用于将含醚配置剂注射进地层的机构可以位于第一井，用于注射油-不混溶配置剂的机构可以位于第二井，并且用于生产油、醚，和水的机构可以位于第三井。含醚配置剂可以在第一井注射进地层，油-不混溶配置剂可以注射进第二井，并且油、醚，和水可以在第三井采收。第二井可以相对于第一和第三井位于这样的位置，其使得至少部分油-不混溶配置剂驱动含醚配置剂朝向用于生产的第三井，并且使得截留在地层中的残油中的至少部分醚分配进油-不混溶配置剂用于在第三井采收。
现在参照图2a，在一些实施方案中，显示了井阵列200。阵列200包括第一井，其包括于第一井组202(由水平线代表)中，和第二井，其包括于第二井组204(由对角线代表)中。
第一井组202中的各井可以自第一井组中的邻近井间隔开水平距离和垂直距离，其中第一井组202的邻近井之间的各水平距离可以粗略相等并且第一井组202的邻近井之间的垂直距离可以粗略相等。第一井组202中的各井可以具有自第一井组202中邻近井的水平距离230。第一井组202中的各井可以具有自第一井组202中邻近井的垂直距离232。
第二井组204中的各井可以自第二井组中的邻近井间隔开水平距离和垂直距离，其中第二井组的邻近井之间的各水平距离可以粗略相等并且第二井组的邻近井之间的各垂直距离可以粗略相等。第二井组204中的各井可以具有自第二井组204中的邻近井的水平距离236。第二井组204中的各井可以具有自第二井组204中的邻近井的垂直距离238。
第一井组202的井具有自第二井组204的邻近井的一定距离。第一井组202中的各井可以具有自第二井组204中的邻近井的距离234。第二井组204中的各井可以具有自第一井组202中的邻近井的距离234。
在一些实施方案中，第一井组202中的各井由第二井组204中的4个井环绕。在一些实施方案中，第二井组204中的各井由第一井组202中的4个井环绕。
在一些实施方案中，水平距离230为约5-约1000米，或约10-约500米，或约20-约250米，或约30-约200米，或约50-约150米，或约90-约120米，或约100米。
在一些实施方案中，垂直距离232为约5-约1000米，或约10-约500米，或约20-约250米，或约30-约200米，或约50-约150米，或约90-约120米，或约100米。
在一些实施方案中，水平距离236为约5-约1000米，或约10-约500米，或约20-约250米，或约30-约200米，或约50-约150米，或约90-约120米，或约100米。
在一些实施方案中，垂直距离238为约5-约1000米，或约10-约500米，或约20-约250米，或约30-约200米，或约50-约150米，或约90-约120米，或约100米。
在一些实施方案中，距离234为约5-约1000米，或约10-约500米，或约20-约250米，或约30-约200米，或约50-约150米，或约90-约120米，或约100米。
在一些实施方案中，井阵列200可以具有约10-约1000个井，例如第一井组202中的约5-约500个井，和第二井组204中的约5-约500个井。
在一些实施方案中，作为顶视图看井阵列200，第一井组202和第二井组204为在一片土地上间隔的垂直井。在一些实施方案中，作为横截面积侧视图看井阵列200，第一井组202和第二井组204为间隔在地层内的水平井。
现在参照图2b，在一些实施方案中，显示了井阵列200。阵列200包括第一井，其包括于第一井组202(由水平线代表)中，和第二井，其包括于第二井组204(由对角线代表)中。
在一些实施方案中，通过位于第二井组204的第二井的机构将含醚配置剂注射进含油地下地层，然后，在将含醚配置剂注射进地层之后或与注射含醚配置剂同时，具有最多5wt.％的盐含量和包含盐含量最多为5wt.％的水的油-不混溶配置剂通过位于第二井组204的第二井的机构注射进地层，并且油、醚，和水通过位于第一井组202的第一井的机构从地层生产。位于第二井的用于注射含醚配置剂的机构和用于注射油-不混溶配置剂的机构可以为相同机构。如所示，含醚配置剂和油-不混溶配置剂具有注射剖面208，并且油采收剖面206生产至第一井组202。
在一些实施方案中，含醚配置剂通过第一井组202的第一井中的机构注射进含油地下地层，然后，在将含醚配置剂注射进地层之后或与注射含醚配置剂同时，具有最多5wt.％的盐含量和包含盐含量最多为5wt.％的水的油-不混溶配置剂通过第一井组202的第一井中的机构注射进地层，并且油、醚，和水通过第二井组204的第二井中的机构从地层生产。位于第一井的用于注射含醚配置剂和油-不混溶配置剂的机构可以为相同的。如所示，含醚配置剂和油-不混溶配置剂具有注射剖面206，并且油采收剖面208生产至第二井组204。
在一些实施方案中，第一井组202可以用于注射含醚配置剂，随后注射具有最多5wt.％的盐含量并且包含盐含量最多为5wt.％的水的油-不混溶配置剂，并且第二井组204可以用于从地层生产油持续第一时间段；然后第二井组204可以用于注射含醚配置剂，随后注射具有最多5wt.％的盐含量、包含盐含量最多为5wt.％的水的油-不混溶配置剂，并且第一井组202可以用于从地层生产油持续第二时间段，其中第一和第二时间段包括注射循环。含醚配置剂可以注射第一时间段的一段时间，并且具有最多5wt.％的盐含量、包含盐含量最多为5wt.％的水的油-不混溶配置剂可以注射第二时间段的一段时间。在一些实施方案中，第一时间段可以为注射循环的首先10％-约80％，或注射循环的首先20％-约60％，注射循环的首先25％-约40％，并且第二时间段可以为注射循环的剩余部分。
替代地，含醚配置剂和具有最多5wt.％的盐含量、包含盐含量最多为5wt.％的水的油-不混溶配置剂可以在一起注射进含油地层。含醚配置剂和油-不混溶配置剂可以在含油地层以上的地面混合并且然后一起注射进含油地层。含醚配置剂和油-不混溶配置剂可以在注射进含油地层之前在含油地层以上的地面单独注射并且在井中混合，或含醚配置剂和油-不混溶配置剂可以在含油地层以上的地面单独注射并且在进入地层后混合。
现在参照图2c，在一些实施方案中，显示了井阵列200。阵列200包括第一井，其包括于第一井组202(由水平线代表)中，和第二井，其包括于第二井组204(由对角线代表)中。
在一些实施方案中，含醚配置剂，在具有最多5wt.％的盐含量、包含盐含量最多为5wt.％的水的油-不混溶配置剂之后或与其同时，在第二井组204的第二井注射进地层，并且油、醚，和水在第一井组202的第一井从地层生产。如所示，含醚配置剂和不混溶水配置剂具有注射剖面208，其具有与油采收剖面206的重叠210，所述油采收剖面206生产至第一井组202。
在一些实施方案中，含醚配置剂，在具有最多5wt.％的盐含量、包含盐含量最多为5wt.％的水的油-不混溶配置剂之后或与其同时在第一井组202的第一井注射进地层，并且油、醚，和水从第二井组204的第二井生产。如所示，含醚配置剂和油-不混溶配置剂具有注射剖面206，其具有与油采收剖面208的重叠210，所述油采收剖面208生产至第二井组204。
在一些实施方案中，含醚配置剂和具有最多5wt.％的盐含量、包含盐含量最多为5wt.％的水的油-不混溶配置剂可以一起在第一井组202的第一井注射进地层，并且油、醚，和水可以在第二井组204的第二井从地层生产。替代地，含醚配置剂和具有最多5wt.％的盐含量、包含盐含量最多为5wt.％的水的油-不混溶配置剂可以在第二井组204的第二井一起注射进含油地层，并且油、醚，和水可以在第一井组202的第一井生产。
现在参照图2d，在一些实施方案中，显示了井阵列200。阵列200包括第一井组202中的第一井(由水平线代表)，第二井组204的第二井(由对角线代表)，和第三井组212的第三井(由垂直线代表)。
第一井组202中的各井可以自第一井组中的邻近井间隔开水平距离和垂直距离，其中第一井组202的邻近井之间的各水平距离可以粗略相等并且第一井组202的邻近井之间的垂直距离可以粗略相等。第一井组202中的各井可以具有自第一井组202中邻近井的水平距离230。第一井组202中的各井可以具有自第一井组202中邻近井的垂直距离232。
第二井组204中的各井可以自第二井组中的邻近井间隔开水平距离和垂直距离，其中第二井组的邻近井之间的各水平距离可以粗略相等和第二井组的邻近井之间的各垂直距离可以粗略相等。第二井组204中的各井可以具有自第二井组204中的邻近井的水平距离236。第二井组204中的各井可以具有自第二井组204中的邻近井的垂直距离238。
第三井组212中的各井可以自第三井组中的邻近井间隔开水平距离和垂直距离，其中第三井组的邻近井之间的各水平距离可以粗略相等并且第三井组的邻近井之间的各垂直距离可以粗略相等。第三井组212中的各井可以具有自第三井组212中的邻近井的水平距离240。第三井组212中的各井可以具有自第二井组204中的邻近井的垂直距离242。
第一井组202的井可以具有自第二井组204的邻近井的距离。第一井组202中的各井可以具有自第二井组204中的邻近井的距离234。第二井组204中的各井可以具有自第一井组202中邻近井的距离234。第二井组204的井可以具有自第三井组212中邻近井的距离。第二井组204中的各井可以具有自第三井组212中的邻近井的距离244。第三井组212中的各井可以具有自第二井组204中的邻近井的距离244。第一井组202的井可以具有自第三井组的邻近井的距离。第一井组202中的各井可以具有自第三井组212中的邻近井的距离244。第三井组中的各井可以具有自第一井组202中邻近井的距离244。
如图2d中所示，在一些实施方案中，第一井组202中的各井由第二井组204中的4个井环绕。第二井组中的4个井可以，反过来，由第三井组212的8个井环绕。在该实施方案中，用于从地层生产油、醚，和水的机构可以位于第一井组202的井，用于将含醚配置剂注射进地层的机构可以位于第二井组204的井，并且用于将具有最多5wt.％的盐含量、包含盐含量最多为5wt.％的水的油-不混溶配置剂的注射进地层的机构可以为位于第三井组212的井。含醚配置剂可以在第二井组204的井注射进地层并且油-不混溶配置剂可以在第三井组212的井注射进地层，其中含醚配置剂迁移油，用于在第一井组202的井生产，并且油-不混溶配置剂驱动含醚配置剂和醚迁移的油，用于在第一井组的井生产，同时从残油采收醚，用于连同部分油-不混溶配置剂在第一井组202的井生产。
在一些实施方案中，水平距离230为5-1000米，或10-500米，或20-250米，或30-200米，或50-150米，或90-120米，或100米。
在一些实施方案中，垂直距离232为5-1000米，或10-500米，或20-250米，或30-200米，或50-150米，或90-120米，或100米。
在一些实施方案中，水平距离236为5-1000米，或10-500米，或20-250米，或30-200米，或50-150米，或90-120米，或100米。
在一些实施方案中，垂直距离238为5-1000米，或10-500米，或20-250米，或30-200米，或50-150米，或90-120米，或100米。
在一些实施方案中，水平距离240为5-1000米，或10-500米，或20-250米，或30-200米，或50-150米，或90-120米，或100米。
在一些实施方案中，垂直距离242为5-1000米，或10-500米，或20-250米，或30-200米，或50-150米，或90-120米，或100米。
在一些实施方案中，距离234为5-1000米，或10-500米，或20-250米，或30-200米，或50-150米，或90-120米，或100米。在一些实施方案中，距离244为5-1000米，或10-500米，或20-250米，或30-200米，或50-150米，或90-120米，或100米。在一些实施方案中，距离246大于距离244并且为5-1000米，或10-500米，或20-250米，或30-200米，或50-150米，或90-120米，或100米。
在一些实施方案中，井阵列200可以具有10-1500个井，例如5-500个第一井组202中的井，和5-500个第二井组204中的井，和5-500个第三组212中的井。
在一些实施方案中，井阵列200作为顶视图看，第一井组202，第二井组204，和第三井组212为在一片土地上间隔的垂直井。在一些实施方案中，井阵列200作为横截面积侧视图看，第一井组202，第二井组204，和第三井组212为间隔在地层内的水平井。
在一个实施方案中，含醚配置剂可以在第二井组204的第二井注射进地层。在含醚配置剂注射进地层同时或在含醚配置剂注射进地层之后，具有最多5wt.％的盐含量、包含盐含量最多为5wt.％的水的油-不混溶配置剂可以在第三井组212的第三井注射进地层。油、醚，和水可以在第一井组202的第一井从地层生产。如所示，油-不混溶配置剂具有注射剖面214，其可以与含醚配置剂注射剖面208重叠，并且含醚配置剂注射剖面可以与油采收剖面206重叠。优选地，油-不混溶配置剂注射剖面208可以与DME配置剂注射剖面208和油采收剖面206两者重叠。
本发明的系统可以包括用于生产含醚配置剂的机构。用于生产含醚配置剂的机构可以将烃转化成具有2-6个碳的醚，其是通过任何已知的用于实施这样的转化的方法进行的，如本领域已知的。例如，二甲醚配置剂可以通过用于将烃转化成DME的任何已知的方法通过用于将烃转化成DME的机构生产。在一个实施方案中，用于生产二甲醚配置剂的机构可以将从地层分离的天然气转化成合成气，由合成气生成甲醇，并且由甲醇生产二甲醚配置剂。美国专利号7,168,265；7,100,692；和7,083,662公开了用于由天然气生产二甲醚的适合的方法，其可以由用于生产二甲醚配置剂的机构利用。
用于生产含醚配置剂的机构可以使含有2-6个碳的醚与一种或多种油-可混溶的增强油采收试剂混合以生产含醚配置剂。可以与醚混合以生产含醚配置剂的一种或多种油-可混溶的增强油采收试剂可以包括甲醇、二氧化碳、C1-C6烃、氮、石脑油溶剂、沥青溶剂、煤油、二甲苯、三氯乙烷，及其混合物。
用于生产含醚配置剂的机构可以包括用于加热含醚配置剂以降低地层中流体粘度的机构。常规加热机构可以用于在将含醚配置剂注射进地层之前加热含醚配置剂。
用于生产含醚配置剂的机构优选位于用于将含醚配置剂注射进地层的机构位于其中的相同井。例如，如果用于将含醚配置剂注射进地层的机构位于第一井组202的井，用于生产含醚配置剂的机构可以位于第一井组202的相同井。
本发明的系统可以包括用于如下的机构：使包含2-6个碳的醚和水的混合物与用于从地层生产油的机构生产的油分离。用于使醚和水的混合物与油分离的机构优选位于用于从地层生产油的机构所位于的井组的井。用于从地层生产油的机构除油以外可以生产醚和水，其中醚和水可以与通过用于使醚和水与油分离的机构与地层生产的油分离。
用于使包含2-6个碳的醚和水的混合物与从地层生产的油分离的机构可以包括用于使气体-醚混合物与生产的油、醚的液体部分，和水分离的气液分离器、用于使油液相与醚/水相分离的液-液分离器，和/或用于通过用水洗涤气体而使醚与气体分离的洗涤器。
本发明的系统可以包括用于提供油-不混溶配置剂的机构，所述油-不混溶配置剂具有最多5wt.％的盐含量，其包含盐含量最多为5wt.％的水。用于提供油-不混溶配置剂的机构可以为位于用于注射油-不混溶配置剂的机构所位于的一个或多个井。用于提供油-不混溶配置剂的机构可以包含水源和用于从水源中去除盐的机构。用于从水源中去除盐的机构可以为常规的用于使水脱盐的机构，例如，利用一种或多种纳米过滤膜的纳米过滤系统、利用一种或多种反向渗透膜的反向渗透系统、纳米过滤和反向渗透膜的组合，或用于蒸馏水的蒸馏塔。
在本发明的方法中，将含醚配置剂注射进含油地层，例如，地下含油地层，所述配置剂包含含有2-6个碳原子的醚。含醚配置剂可以与地层中的油接触以迁移地层中的油，其中迁移的油可以从地层生产。迁移油在地层中留下包含含醚配置剂的部分醚的渣油。将油-不混溶配置剂注射进地层，其中油-不混溶配置剂具有最多5wt.％的盐含量并且包含盐含量最多为5wt.％的水。油-不混溶配置剂可以驱动迁移的油和含醚配置剂横穿地层用于生产，并且通过从渣油至水中的分配，将部分醚从渣油分离进油-不混溶配置剂。油、醚，和水从地层生产，其中油可以包括迁移的油，并且醚可以包括通过油-不混溶配置剂从渣油分离的醚。
将含醚配置剂注射进含油地层可以通过任何已知的用于将液体和/或气体注射进的方法实施，其取决于含醚配置剂的状态。一种适合的方法为将含醚配置剂通过第一井中的导管注射进地层，允许含醚配置剂浸泡在地层中，以迁移其中的油，并且然后通过经第一井中的导管泵送迁移的油和醚出地层，生产至少部分迁移的油和至少部分醚。另一适合的方法为通过第一井中的导管将含醚配置剂注射进地层，允许含醚配置剂迁移地层中的油，并且通过经第二井中的导管泵送迁移的油和醚出地层，生产至少部分迁移的油和至少部分醚。用于将含醚配置剂注射进地层的方法的选择不是关键的。
注射进地层的含醚配置剂的量可以为足以迁移地层中的油，用于从地层生产的量。注射进地层的含醚配置剂的量可以为地层孔隙体积的0.05-0.75，或地层孔隙体积的0.1-0.5，或0.15-0.3。注射进地层的含醚配置剂的量可以选择为足以增加地层中的油的迁移率的量。注射进地层的含醚配置剂的量可以选择为这样的量，其足以降低地层中的油的粘度，所述降低是相对于将含醚配置剂注射进地层之前的地层中的油的粘度。注射进地层的含醚配置剂的量可以选择为对降低地层中的油的泡点有效的量。
含醚配置剂可以在大于如刚好在将含醚配置剂注射进地层之前测量的地层压力的压力下注射进地层。含醚配置剂可以在至多地层断裂压力的压力下注射进地层。在一些实施方案中，含醚配置剂可以在地层断裂压力以下注射进地层，例如地层断裂压力的约40％-约90％。含醚配置剂可以在如刚好在将含醚配置剂注射进地层之前测量的地层压力以上的0-37,000千帕斯卡的压力下注射进地层。
含醚配置剂可以加热以降低地层中流体粘度。含醚配置剂可以加热至40℃-275℃，或50℃-200℃，或75℃-150℃的温度。含醚配置剂可以在注射进地层粘度之前加热以降低地层中流体(例如重质油、链烷烃、沥青质等)的粘度。含醚配置剂也可以通过使用加热的流体或加热器在地层内时加热和/或沸腾以降低地层中流体粘度。在一些实施方案中，加热的水和/或蒸汽可以用于加热和/或蒸发地层中的含醚配置剂。在一些实施方案中，含醚配置剂可以使用加热器在地层内时加热和/或沸腾。一种适合的加热器公开于加拿大专利号2503394。
含醚配置剂可以与地层中的油混合以形成混合物，其可以通过井从地层生产。含醚配置剂与地层中的油的混合可以迁移先前固定的油，其中迁移的油/含醚配置剂混合物在地层中是活动的并且可以移动通过地层至井，混合物可以自所述井从地层生产，由此使得先前固定的油能够从地层生产。通过使含醚配置剂与油的混合而迁移和移动先前固定的油通过地层，可以在地层中留下残油。来自含醚配置剂的部分醚可以伴随残油保留在地层中。
将油-不混溶配置剂注射进地层可以通过任何已知的用于将液体和/或气体注射进的方法实施，这取决于油-不混溶配置剂的状态。在含醚配置剂注射进地层之后，油-不混溶配置剂可以注射进地层。在一个实施方案中，在第一时间段中含醚配置剂可以在第一井注射进地层并且允许浸泡在地层中以迁移地层中的油，并且其后油和醚可以从第一井生产。然后，在第一时间段之后的第二时间段中，油-不混溶配置剂可以在第一井注射进地层并且允许浸泡在地层中以从残油采收醚，并且其后油、醚，和水可以从第一井生产。在另一个实施方案中，在第一时间段中含醚配置剂可以在第一井注射进地层。其后，在第二时间段中，油-不混溶配置剂可以在第一井注射进地层。油、醚，和水可以历经第一和第二时间段在第二井从地层生产。含醚配置剂可以在第一井注射以迁移地层中的油，以驱动所述地层中的油用于在第二井生产。油-不混溶配置剂可以在第一井注射以驱动含醚配置剂与迁移的油的混合物通过地层，用于在第二井生产。油-不混溶配置剂可以从第一井移动通过地层至第二井并且从地层中的残油采收醚，用于在第二井生产。在另一个实施方案中，含醚配置剂和具有最多5wt.％的盐含量、包含盐含量最多为5wt.％的水的油-不混溶配置剂可以在第一井一起注射进含油地层并且油、醚，和水可以在第二井从地层生产。替代地，含醚配置剂和具有最多5wt.％的盐含量、包含盐含量最多为5wt.％的水的油-不混溶配置剂可以在第二井一起注射进含油地层，并且油、醚，和水可以在第一井从地层生产。
在另一个实施方案中，含醚配置剂可以在第一井注射进地层。油、醚，和水可以在第二井从地层生产。油-不混溶配置剂可以在第三井注射进地层。第一、第二，和第三井可以放置在地层中，因此含醚配置剂迁移地层中的油，用于在第二井生产，并且油-不混溶配置剂驱动含醚配置剂和迁移的油通过地层，用于在第二井生产，其中油-不混溶配置剂从地层中的残油采收醚并且可以移动通过地层，用于在第二井生产采收的醚和水。含醚配置剂和油-不混溶配置剂可以分别从第一和第三井历经相同的时间段注射，或含醚配置剂可以在第一井注射进地层持续第一时间段，并且油-不混溶配置剂可以在第三井注射进地层持续第二时间段，其中第二时间段的开始在第一时间段的开始之后。注射进地层油-不混溶配置剂的量可以为足以驱动含醚配置剂与迁移的油的混合物通过地层，用于从地层生产的量和/或足以从地层中的残油采收至少部分醚，用于从地层生产的量。注射进地层的含醚配置剂的量可以为地层孔隙体积的0.05-0.75，或地层孔隙体积的0.1-0.5，或0.15-0.3，或含醚配置剂的量可以至少等于地层孔隙体积，或可以为地层孔隙体积的1-2.5倍，或1.1-2.0倍，或1.2-1.5倍。注射进地层的油-不混溶配置剂的量与注射进地层的含醚配置剂的量的体积比可以为1.3:1.0-50:1，或3:1-15:1。
油-不混溶配置剂可以在大于如刚好在将油-不混溶配置剂注射进地层之前测量的地层压力的压力下注射进地层。油-不混溶配置剂可以在至多地层断裂压力的压力下注射进地层。油-不混溶配置剂可以在如刚好在将油-不混溶配置剂注射进地层之前测量的地层压力以上0-37,000千帕斯卡的压力下注射进地层。
油-不混溶配置剂可以加热。油-不混溶配置剂可以加热至40℃-275℃，或50℃-200℃，或75℃-150℃的温度。油-不混溶配置剂可以在注射进地层之前加热。油-不混溶配置剂也可以通过使用加热的流体或加热器在地层内时加热。
从地层生产油和醚可以为通过任何已知的方法实施。适合的方法包括海底生产、地面生产、二次或三次生产。用于从地下地层生产油和醚的方法的选择不是关键的。
现在参照图3a和3b，在本发明的一些实施方案中，显示了系统300。系统300包括地下地层302、地下地层304、地下地层306，和地下地层308。设备310提供在地面处。井312横贯地层302和304，并且具有地层306中的开孔。地层306的部分314可以任选地为断裂和/或穿孔的。在初次生产过程中，来自地层306的油和气体生产至部分314中，至井312中，并且向上行进至设备310。设备310然后分离气体(其送至气体处理316)，和液体(其送至液体储存器318)。设备310也包括含醚配置剂储存器330和油-不混溶配置剂储存器332。如图3a中所示，含醚配置剂可以向井312下泵送，其由向下箭头显示，并且泵送进地层306。在本发明的方法的实施方案中，含醚配置剂可以通过井312注射进地层以迁移和驱动地层中的油至生产井，用于从地层生产。具有最多5wt.％的盐含量、包含盐含量最多为5wt.％的水的油-不混溶配置剂然后可以刚好在完成将含醚配置剂注射进地层之后通过井312注射进地层，用于从残油采收醚并且用于驱动地层中的油和醚至生产井，用于从地层生产。
替代地，含醚配置剂可以留下浸泡在地层306中约1小时-约15天，例如约5-约50小时的一段时间。在浸泡时期过程中，含醚配置剂可以与地层306中的油混合并且迁移地层306中的油。在浸泡时期之后，如图3b中所示，然后可以生产迁移的油与含醚配置剂的混合物，其向井312上回至设备310，如由向上箭头所示。在生产迁移的油与含醚配置剂的混合物之后，如图3a中所示，油-不混溶配置剂可以向井312下泵送，如由向下箭头所示，并且泵送进地层。油-不混溶配置剂可以留下浸泡在地层306中约1小时-约15天，例如约5-约50小时的一段时间。在浸泡时期过程中油-不混溶配置剂可以接触地层306中的残油并且从残油提取醚。在浸泡时期之后，如图3b中所示，然后生产从残油连同任何醚提取的油-不混溶配置剂，其向井312上回至设备310，如由向上箭头所示。
替代地，含醚配置剂和油-不混溶配置剂可以通过井312一起注射进地层以驱动油和醚至生产井，用于从地层生产。
设备310适合于分离油与从地层采收的醚和水。分离可以通过设备310，例如，通过相分离、洗涤、涤气，或蒸馏实施。分离的醚和水可以通过重新注射进井312作为部分含醚配置剂重新注射进地层。
在一些实施方案中，如图3a中所示，注射进地层306的井312，可以代表井组202中的井，并且如图3b中所示，从地层306生产的井312可以代表井组204中的井。
在一些实施方案中，如图3a中所示，注射进地层306的井312可以代表井组204中的井，并且如图3b中所示，从地层306生产的井312可以代表井组202中的井。
现在参照图3c，在本发明的一些实施方案中，显示了系统400。系统400包括地下地层402、地层404、地层406，和地层408。生产设备410提供在地面处。井412横贯地层402和404，在地层406具有开孔。地层414的部分可以任选地为断裂和/或穿孔的。随着油从地层406生产，其进入部分414，并且向井412上行进至生产设备410。气体和液体可以分离，并且气体可以送至气体储存器416，并且液体可以送至液体储存器418。生产设备410能够生产和/或储存含醚配置剂，其可以在生产/储存器430中生产和储存。二甲醚、二乙醚，和/或来自井412的其它醚可以送至含醚配置剂生产/储存器430。设备410也能够生产和/或储存油-不混溶配置剂，其可以生产和/或储存在生产/储存器440中。
通过泵送含醚配置剂向井432下至地层406的部分434，将含醚配置剂注射进地层406。含醚配置剂横贯地层406以助于通过迁移地层406中的油生产油，用于在井412生产，并且然后含醚配置剂和油可以在井412生产，至生产设备410。含醚配置剂然后可以循环，例如通过分离含醚配置剂和油，其是通过相分离，或蒸馏或闪蒸油和含醚配置剂的混合物进行的，然后将含醚配置剂重新注射进井432。
在将含醚配置剂向井432下注射进地层406之后，或与含醚配置剂在一起，通过向井432下泵送油-不混溶配置剂将油-不混溶配置剂注射进地层406。油-不混溶配置剂横贯地层406以驱动含醚配置剂与迁移的油的混合物，用于在井412生产。油-不混溶配置剂通过含醚配置剂的通道通过地层提取留在残油中的醚，并且在生产井412生产从残油提取的油-不混溶配置剂与醚的混合物。
在一些实施方案中，生产油的井412代表井组202中的井，并且用于注射含醚配置剂和油-不混溶配置剂的井432代表井组204中的井。
在一些实施方案中，生产油的井412代表井组204中的井，并且用于注射含醚配置剂和油-不混溶配置剂的井432代表井组202中的井。
现在参照图3d，在本发明的一些实施方案中，显示了系统500。系统500包括地下地层502、地层504、地层506，和地层508。生产设备510提供在地面处。井512横贯地层502和504，具有在地层506的开孔。地层514的部分可以任选地为断裂和/或穿孔的。从地层506生产油，其进入部分514，并且向井512上行进至生产设备510。气体和液体可以分离，并且气体可以送至气体储存器516，并且液体可以送至液体储存器518。生产设备510能够生产和/或储存含醚配置剂，其可以生产和储存在生产/储存器530中。二甲醚、二乙醚，和/或来自井512的其它醚可以送至含醚配置剂生产/储存器530。设备510也能够生产和/或储存油-不混溶配置剂，其可以生产和/或储存在生产/储存器540中。
通过向井532下泵送含醚配置剂至地层506的部分534，将含醚配置剂注射进地层506。含醚配置剂横贯地层506以助于通过迁移地层506中的油生产油，用于在井512生产，并且然后含醚配置剂和油可以在井512生产，至生产设备510。含醚配置剂然后可以循环，例如通过分离含醚配置剂与油，其是通过相分离，或蒸馏或闪蒸油和含醚配置剂的混合物进行的，然后将含醚配置剂重新注射进井532。
在初始将含醚配置剂向井532下注射进地层506之后，通过向井542下泵送油-不混溶配置剂至地层506的部分544，将油-不混溶配置剂注射进地层506。油-不混溶配置剂横贯地层506以驱动含醚配置剂与迁移的油的混合物，用于在井512生产。油-不混溶配置剂通过含醚配置剂的通道通过地层提取留在残油中的醚，并且在生产井512生产从残油提取的油-不混溶配置剂与醚的混合物。
在一些实施方案中，生产油的井512代表井组202中的井，并且用于注射含醚配置剂的井532代表井组204中的井，用于注射油-不混溶配置剂的井542代表井组212中的井。
在一些实施方案中，来自含醚配置剂的醚伴随油从地层生产。在一些实施方案中，来自油-不混溶配置剂的水伴随油和来自含醚配置剂的醚从地层生产。
在一些实施方案中，生产的油可以输送至精炼厂和/或处理设备。油可以加工以生产商业产品，例如运输燃料，包括汽油和柴油、民用燃料油、润滑剂、化学品，和/或聚合物。加工可以包括蒸馏和/或分馏油以生产一种或多种馏分油馏分。在一些实施方案中，油，和/或一种或多种馏分油馏分可以经受以下的一种或多种过程：催化裂化、加氢裂化、加氢处理、焦化、热裂化、蒸馏、重整、聚合、异构化、烷基化、共混，和脱蜡。
用于本发明的系统和方法的含醚配置剂包含含有2-6个碳原子的醚。含醚配置剂可以包括一种或多种醚，选自二甲醚、二乙醚、甲基叔丁醚、乙基叔丁醚、叔戊基甲醚、甲基乙醚、二甲氧基甲烷，和聚二甲氧基甲烷。含醚配置剂可以包含5-100wt.％的一种或多种醚，或可以包含10-95wt.％，或25-90wt.％，或40-85wt.％，或至少50wt.％，或至少75wt.％，或至少80wt.％，或至少90wt.％，或至少95wt.％，或至少97wt.％，或100wt.％的一种或多种醚。在一个实施方案中，含醚配置剂可以包含5-100wt.％，或10-95wt.％，或25-90wt.％，或40-85wt.％，或至少50wt.％，或至少75wt.％，或至少80wt.％，或至少90wt.％，或至少95wt.％，或至少97wt.，或100wt.％的二甲醚。
含醚配置剂可以包含其它非醚组分。含醚-配置剂可以包含水、氮、二氧化碳、一氧化碳、硫化氢，和除醚之外的烃，包括：二醇，例如单乙二醇、二乙二醇、三-乙二醇、和四-乙二醇；乙醇、甲醇、或其它醇、缩醛、多元醇、甲基异丁基甲醇、丙酸丁酯、乙酸甲酯、乙酸乙酯、乙酸叔丁酯，或其它酯、甲基乙基酮、甲基异丁基酮、丙酮、或其它酮、碳酸二甲基酯、碳酸二乙基酯、辛烷、戊烷、LPG、C2-C6脂肪族烃、柴油、石油溶剂、石脑油溶剂、沥青溶剂、煤油、二甲苯，和/或三氯乙烷。含醚配置剂中的任何水可以具有大于油-不混溶配置剂的盐含量至少1wt.％，或至少2wt.％，或至少5wt.％，或至少10wt.％的盐含量。
用于本发明的系统和方法的油-不混溶配置剂具有最多5wt.％的盐含量并且包含盐含量最多为5wt.％的水。油-不混溶配置剂可以包含至少80wt.％，或至少90wt.％，或至少95wt.％，或至少97wt.％的盐含量最多为5wt.％的水。在一个实施方案中，油-不混溶配置剂由盐含量最多为5wt.％的水构成。油-不混溶配置剂的水具有最多5wt.％的盐含量，并且可以具有最多3wt.％，或最多2wt.％，或最多1wt.％的盐含量。油-不混溶配置剂的水可以为气体或液体形式。油-不混溶配置剂可以包括与油-不混溶配置剂的水混合的适合的油-不混溶组分，其包括空气和/或氮。
为促进更好地理解本发明，给出了一些实施方案的某些方面的以下实施例。以下实施例不应该以任何方式解读为限制或限定本发明的范围。本发明的范围由所附的权利要求书限定。
实施例
进行实验，以确定盐对DME在水中的溶解度的影响。DME在3、10，和20wt％的NaCl的盐水中的溶解度和在新鲜水(0wt.％的NaCl)中的溶解度在3.4MPa(500psi)、6.9MPa(1000psi)，和10.3MPa(1500psi)的压力以及20℃和50℃等温下测量。DME在10wt.％的NaCl中的溶解度在3447KPa(500psia)，6895KPa(1000psia)，和10342KPa(1500psia)的压力下测量，其用作外推至更高温度的确认基础。实验规程综述于表1。
表1
蒸气-液体平衡(VLE)数据作为液-液平衡测量的第一步测量。称重的盐水溶液在搅拌下添加至高压釜并且温热至选择的温度。在盐水溶液达到热平衡之后，蒸气从高压釜抽取至称重的阱以除去轻质气体例如氮或二氧化碳。在溶液返回至温度之后，由压力传感器测量压力。温度和压力由计算机以10秒间隔记录。
然后将脱气的二甲醚(DME)测量体积的等分部分从泵添加至高压釜。在压力和温度稳定之后，测量压力。然后将DME的等分部分添加至盐水混合物直到第二液相形成(添加DME后压力不再改变)。也测量该条件下的压力。
至此，数据由盐水和添加至高压釜的DME(由体积计算)的质量和所得平衡压力构成。这些值，以及室体积、温度，和水和DME的关键特性，通过使用闪蒸算法(flash algorithm)和活性系数方程而用于得到平衡液体和蒸气组成。选择非随机两液体方程以为液相非理想状态建模。测量闪蒸路径所需的液体密度或其取自公布的盐水密度，并且蒸气密度由Peng-Robinson状态方程计算。
一旦存在富含DME的第二液相，搅拌器关闭并且允许高压釜内含物沉降。然后下液相的等分部分缓慢抽取至称重的样品接收器中。该样品接收器连接至空的，称重的气袋。取样过程中，样品中大多数DME闪蒸出盐水样品并且流进气袋。通过防爆磁力搅拌器搅拌样品接收器中的盐水混合物以帮助闪蒸出DME。接收器也恒温在30℃下以提供就样品的最终状态而言的一致条件。
在取用样品之后，接收器和气袋允许平衡10-20分钟。然后样品接收器和气袋都称重。包括了大气对气袋的浮力效应，以测定袋中收集的DME的实际质量。
依然溶解于盐水样品的DME的量由测量的蒸气-液体平衡数据在30℃和大气压力下测定。也对离开样品接收器并且收集在气袋中的水蒸气的量做出小的校正。一般，在给定条件下取用4个样品，吹扫第一个，并且其不包括于该报道的表中所报道的平均值中。其它3个样品的标准偏差通常小于平均DME浓度的1％。很少见的是，样品之一中的DME浓度会以大于2％的程度不同于其它两个测定值。在该情况中，提取并且处理额外的样品。
在蒸气-液-液平衡压力下完成下液相中DME浓度的测定之后，加入额外的DME，直到高压釜变得充满液体。然后通过将额外的DME添加至容器，使高压釜中的压力上升至3437KPa(500psia)。此时，随着搅拌高压釜内含物，维持恒定压力。在强烈搅拌20-30分钟之后，搅拌器关闭并且允许高压釜中含水和富含DME的相分离。然后移出下液(含水)相的等分部分并且如上所述分析。溶解度数据也以相同的方式在6895KPa(1000psia)和10342KPa(1500psia)下测量。
在完成液相分析之后，在密度计中测量下液相密度。密度计使用氮和沸腾的，去离子水校准。氮校准在选择的温度和大气压力进行。手摇泵用于在测定过程中遇到的压力的全部范围中用水校准。水密度取自状态方程和数据库，其由National institute for Standards andTechnology(NIST)维护。校准常数产生自作为温度和压力的函数测量的频率数据。
取用一组样品以在50℃、17％的盐水和蒸气-液-液平衡(VLLE)组合物的条件下测定下液相中盐的量。这些样品取用至称重的小瓶中并且然后蒸发至干燥。2个下液体样品平均具有17.0±0.1wt％的盐。
在30℃、20％的盐水，和10342KPa(1500psia)下取用上液相的第二组样品以确定上液相中是否有可测量的盐量。这些样品也取用至小瓶中并且蒸发至干燥。上液相中未发现可测量的盐。
通过比较测量的DME在50℃在新鲜水中的溶解度与公布的实验数据验证实验技术。就蒸气-液和蒸气-液-液平衡而言的比较表明实验技术的结果与公布的实验数据良好地关联。液-液区域中DME在50℃下在水中的溶解度没有可得的公布数据，尽管更高温度(100和121℃)下实验液-液平衡数据与公布的液-液平衡数据关联。压力对DME在水中的溶解度的影响在该温度范围(50-121℃)中未显著变化：在5000-10000KPa在50℃下，DME的溶解度增加15.4mol％(内插值)-16.7mol％，在100℃下在相同的压力区间中，其增加12.3mol％-13.7mol％。
实验测量的DME溶解度数据综述于图4-6，其中在不含气体的基础上报道盐浓度。二甲醚由氯化钠强烈盐析出。在30℃下DME在含水相中的溶解度下降17.4mol％(新鲜水中)-3.71mol％(20wt.％的盐水中)。在6895KPa(1000psia)下在液-液区域中就不同温度而言，该影响显示于图4中。在低压蒸气-液体区域中盐的存在增强了DME挥发性，如图5中所示。
增加的压力使DME在新鲜水中在50℃下(3347KPa-10342KPa(150-1500psia))的溶解度增加14.6mol％-16.8mol％。随着盐水浓度增加，压力对溶解度的影响变得较不显著，如图6中所示。这归因于盐水密度随着盐浓度的增加。
扩展Cubic-Plus-Association(CPA)状态方程模型以用于盐对DME在含水相中的溶解度的影响，和最终对在储层条件下其在盐水和油之间的分配的影响。CPA通过SPPTS3.0和之后的版本可得于UnisimDesign。假定的组分盐(SALT)引入至模型系统中以用于盐浓度对DME溶解度的影响。对于NaCl盐水，描述水-盐(SALT)相互作用并且因此表征盐水的参数调节至沸点上升，冰点降低，和水合点(hydratepoint)降低数据。描述盐(SALT)与DME的相互作用的参数调节至以上提供的实验数据。在条件(蒸气-液体和液-液)和压力(至多10000KPa)的整个范围中，预测的品质显示于图7a、7b、8a、8b和9。
用于CPA-盐(SALT)模型的温度-依赖相互作用参数(k0和k1)从30℃-120℃的温度下的数据回归。k0和k1参数对应于CPA二元相互作用参数BCPA0和BCPA0T。
CPA-盐(SALT)模型也预测DME-盐水相密度，具有合理的精确度，如图10和11中所示。就所有的测量的数据点而言的平均偏差为2.5％。
在图12中，在各个盐水浓度下DME在盐水中的溶解度对温度作图。CPA-盐(SALT)模型用于预测高温下DME在剩余的盐水中的溶解度。在10wt.％的盐下模型预测和实验数据的一致性是优异的。
盐对在油和含水相之间分配DME的影响基于CPA-盐(SALT)模型预测，其为用于预估DME作为EOR溶剂的效率的关键输入值。模型预测在新鲜水和20wt.％的NaCl盐水之间，DME分配系数会增加系数(factor)4。预测表明在具有高度浓缩的盐水的单一相段塞(slug)中可以注射较少DME，因为DME效率应该增加，这归因于由盐的存在增强的优先的至油中的分配。
CPA-盐(SALT)模型用于预测盐的存在对在油和含水相之间分配DME的影响。发现在50℃下新鲜水和20wt.％的NaCl盐水的极限情况之间(油作为nC16建模)预测的分配增加系数(factor)4。归因于其在盐水中降低的溶解度，一相段塞中可以注射更少的DME，但是更高的分配允许DME在油中更好的混溶性。预测的分配也表明DME可以使用具有低盐含量的水从残油采收，以从残油采收DME，特别是在包含具有相对高盐含量的水的地层中。
本发明良好地适于获得提及的目标和优点，以及本文固有的那些。上文公开的特定实施方案仅用于示例，因为可以以受益于本发明的教导的本领域技术人员所显而易见的不同但等价的形式修改和实践本发明。此外，不旨在限制至本文所示结构或设计的细节，除以下权利要求所描述的。尽管组合物和方法以术语“包含”、“含有”或“包括”各个组分或步骤描述，组合物和方法也可以“基本上由”或“由”各个组分和步骤“构成”。无论何时公开了具有上限和下限的数值范围，落在该范围内的任何数值和任何所包括的范围都被具体公开。特别地，本文公开的每一个值范围(形式为“a至b”或等价地“a-b”)可以理解为列举更宽值范围内涵盖的每一个数字和范围。无论何时公开了仅具有具体下限、仅具有具体上限，或具有具体上限和具体下限的数值范围，该范围也包括任何“大约”为具体下限和/或具体上限的数值。而且，权利要求书中的术语具有其明白、普通的含义，除非另由专利权人明确和清楚地定义。此外，如权利要求书中所用的用语“一个”或“一种”在本文中定义意为一个或大于一个其所引入的要素。

Claims (16)

1.用于从地下地层生产油的系统，其包括：
地层以上的第一井；
用于将含醚配置剂注射进地层的机构，其中含醚配置剂包含含有2-6个碳原子的醚；
用于将油-不混溶配置剂注射进地层的机构，其中油-不混溶配置剂具有最多5wt.％的盐含量并且包含具有最多5wt.％的盐含量的水；和
用于从地层生产油的机构，
其中用于将含醚配置剂注射进地层的机构、用于将油-不混溶配置剂注射进地层的机构、或用于从地层生产油的机构中的至少一者位于第一井。
2.权利要求1的系统，其中含醚配置剂包含5-100wt.％，或10-95wt.％，或25-90wt.％，或40-85wt.％，或至少50wt.％，或至少80wt.％，或至少90wt.％，或至少95wt.％，或至少97wt.％，或100wt.％的二甲醚。
3.权利要求1或权利要求2的系统，其中油-不混溶配置剂包含至少80wt.％，或至少90wt.％，或至少95wt.％，或至少97wt.％，或100wt.％的盐含量最多为5wt.％的水。
4.权利要求1或权利要求2-3中任一项的系统，其中油-不混溶配置剂包含盐含量最多为3wt.％，或最多为2wt.％，或最多为1wt.％的水。
5.权利要求1或权利要求2-4中任一项的系统，其进一步包括第二井，其离第一井具有一定距离，其中用于将含醚配置剂注射进地层的机构位于第一井，并且用于从地层生产油的机构位于第二井。
6.权利要求5的方法，其中将油-不混溶配置剂注射进地层的机构位于第一井。
7.权利要求5的系统，其进一步包括第三井，其离第一井具有一定距离并且离第二井具有一定距离，其中用于将含醚配置剂注射进地层的机构位于第一井，并且用于将油-不混溶配置剂注射进地层的机构位于第三井。
8.权利要求1或权利要求2-7中任一项的系统，其中用于将油-不混溶配置剂注射进地层的机构配置为在通过用于将含醚配置剂注射进地层的机构将含醚配置剂初始注射进地层之后，将油-不混溶配置剂注射进地层。
9.用于生产油的方法，其包括：
将含醚配置剂注射进含油地层，其中含醚配置剂包含含有2-6个碳的醚；
将油-不混溶配置剂注射进地层，其中油-不混溶配置剂包含具有小于5wt.％的盐含量的水；和
从地层生产油。
10.权利要求9的方法，其进一步包括以下步骤：
使含醚配置剂与地层中的油接触，以迁移地层中的油，其中迁移油在地层中留下含醚渣油；和
使油-不混溶配置剂与渣油接触并且将部分醚从渣油中分离至油-不混溶配置剂中。
11.权利要求9或权利要求10的方法，其中含醚配置剂包含5-100wt.％，或10-95wt.％，或25-90wt.％，或30-85wt.％，或40-80或至少80wt.％，或至少85wt.％，或至少90wt.％，或至少95wt.％，或100wt.％的二甲醚。
12.权利要求9或权利要求10-11中任一项的方法，其中油-不混溶配置剂包含至少80wt.％，或至少90wt.％，或至少95wt.％，或至少97wt.％的盐含量最多为5wt.％的水，或为100wt.％的盐含量最多为5wt.％的水。
13.权利要求9或权利要求10-12中任一项的方法，其中油-不混溶配置剂包含盐含量最多为3wt.％，或最多为2wt.％，或最多为1wt.％的水。
14.权利要求9或权利要求10-13中任一项的方法，其中含醚配置剂包含一种或多种除醚之外的烃、二氧化碳、一氧化碳、氮或其混合物。
15.权利要求9或权利要求10-14中任一项的方法，其中含醚配置剂包含醚和水，其中含醚配置剂中的水的盐含量比油-不混溶配置剂的盐含量大至少1wt.％。
16.权利要求9或权利要求10-15中任一项的方法，其中在将含醚配置剂初始注射进地层之后，将油-不混溶配置剂注射进地层。
CN201280061526.XA 2011-12-14 2012-12-13 用于生产油的系统和方法 Pending CN104011329A (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201161570664P 2011-12-14 2011-12-14
US61/570,664 2011-12-14
PCT/US2012/069350 WO2013106156A1 (en) 2011-12-14 2012-12-13 System and method for producing oil

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN104011329A true CN104011329A (zh) 2014-08-27

Family

ID=48608958

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201280061526.XA Pending CN104011329A (zh) 2011-12-14 2012-12-13 用于生产油的系统和方法

Country Status (6)

Country Link
US (1) US20130153228A1 (zh)
EP (1) EP2744976A1 (zh)
CN (1) CN104011329A (zh)
CA (1) CA2858095A1 (zh)
EA (1) EA201400697A1 (zh)
WO (1) WO2013106156A1 (zh)

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9334717B2 (en) * 2013-06-10 2016-05-10 Shell Oil Company Enhanced oil recovery method
CN106285593A (zh) * 2015-06-26 2017-01-04 中国石油化工股份有限公司 水平井蒸汽驱物理模型及实验方法
EP3135742A1 (en) 2015-08-27 2017-03-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for oil recovery
EP3150686A1 (en) 2015-09-29 2017-04-05 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for oil recovery
WO2017161554A1 (en) * 2016-03-25 2017-09-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for oil recovery
CA3033003A1 (en) * 2016-08-08 2018-02-15 Board Of Regents, The University Of Texas System Coinjection of dimethyl ether and steam for bitumen and heavy oil recovery
CN109973062A (zh) * 2017-12-28 2019-07-05 东北石油大学 一种优化的注五三段塞体系

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2910123A (en) * 1956-08-20 1959-10-27 Pan American Petroleum Corp Method of recovering petroleum
US4643253A (en) * 1980-10-29 1987-02-17 Ethyl Corporation Oil recovery process
CN1639442A (zh) * 2001-10-01 2005-07-13 国际壳牌研究有限公司 通过井生产油气混合物的方法和系统
CN101166889A (zh) * 2005-04-21 2008-04-23 国际壳牌研究有限公司 生产油和/或气的系统和方法
US20110272151A1 (en) * 2008-07-02 2011-11-10 Andreas Nicholas Matzakos Systems and methods for producing oil and/or gas

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2859818A (en) * 1956-08-20 1958-11-11 Pan American Petroleum Corp Method of recovering petroleum
US3131759A (en) * 1959-06-19 1964-05-05 Socony Mobil Oil Co Inc Method of treating oil-productive subterranean formations
US3074481A (en) * 1959-09-25 1963-01-22 Union Oil Co Method for the improvement of areal sweep during secondary recovery
US3446282A (en) * 1966-10-27 1969-05-27 Exxon Production Research Co Miscible displacement oil recovery process
US3704990A (en) * 1971-06-04 1972-12-05 Union Oil Co Process for recovering oil from heterogeneous reservoirs
US3920073A (en) * 1973-03-26 1975-11-18 Union Oil Co Miscible flooding process
US3902557A (en) * 1974-03-25 1975-09-02 Exxon Production Research Co Treatment of wells
US5257664A (en) * 1990-12-03 1993-11-02 Mobil Oil Corporation Steam injection profile control agent and process
US5161615A (en) * 1991-06-27 1992-11-10 Union Oil Company Of California Method for reducing water production from wells
CN1080362C (zh) * 1995-01-19 2002-03-06 英国石油化学品有限公司 提高油田和气田生产用化学药品的效率的方法
US7040397B2 (en) * 2001-04-24 2006-05-09 Shell Oil Company Thermal processing of an oil shale formation to increase permeability of the formation
WO2003016676A1 (en) * 2001-08-15 2003-02-27 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Tertiary oil recovery combined with gas conversion process
GB0611710D0 (en) * 2006-06-14 2006-07-26 Vws Westgarth Ltd Apparatus and method for treating injection fluid
GB2460383B (en) * 2007-05-10 2011-11-16 Shell Int Research Method for enhancing production of oil and/or gas

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2910123A (en) * 1956-08-20 1959-10-27 Pan American Petroleum Corp Method of recovering petroleum
US4643253A (en) * 1980-10-29 1987-02-17 Ethyl Corporation Oil recovery process
CN1639442A (zh) * 2001-10-01 2005-07-13 国际壳牌研究有限公司 通过井生产油气混合物的方法和系统
CN101166889A (zh) * 2005-04-21 2008-04-23 国际壳牌研究有限公司 生产油和/或气的系统和方法
US20110272151A1 (en) * 2008-07-02 2011-11-10 Andreas Nicholas Matzakos Systems and methods for producing oil and/or gas

Also Published As

Publication number Publication date
US20130153228A1 (en) 2013-06-20
EP2744976A1 (en) 2014-06-25
CA2858095A1 (en) 2013-07-18
EA201400697A1 (ru) 2014-11-28
WO2013106156A1 (en) 2013-07-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104011329A (zh) 用于生产油的系统和方法
Habibi et al. Experimental investigation of CO2-oil interactions in tight rocks: A Montney case study
US8183182B2 (en) Composition of microemulsion and method for advanced recovery of heavy oil
Hernandez et al. ASP system design for an offshore application in La Salina Field, Lake Maracaibo
Wang et al. Ketone solvent as a wettability modifier for improved oil recovery from oil-wet porous media
CN105308261A (zh) 油采收系统和方法
Rahimi et al. Experimental study and performance investigation of miscible water-alternating-CO2 flooding for enhancing oil recovery in the Sarvak formation
Gupta et al. Phase equilibrium of methane hydrate in aqueous solutions of polyacrylamide, xanthan gum, and guar gum
US9777566B2 (en) Methods for separating oil and/or gas mixtures
US20090194276A1 (en) Determination of an actual optimum salinity and an actual optimum type of microemulsion for surfactant/polymer flooding
Leeuwenburgh et al. Enhanced gas recovery–a potential ‘U’for CCUS in The Netherlands
EP2794810B1 (en) Oil recovery process
Sheng et al. An experimental study of emulsion flow in alkaline/solvent coinjection with steam for heavy-oil/bitumen recovery
Wang et al. Aqueous solution of ketone solvent for enhanced water imbibition in fractured carbonate reservoirs
Ge et al. Laboratory comparison of tertiary N2, CH4, and CO2 injection into an inland oil field sample
US20220154067A1 (en) Oxygenated solvents for improved production of oil and gas
Da Sle et al. Assessment of a vertical hydrocarbon miscible flood in the Westpem Nisku D Reef
Wang et al. Novel wettability modifiers for improved oil recovery in tight oil reservoirs
Argüelles-Vivas et al. Wettability modifiers for enhanced oil recovery from tight and shale reservoirs
WO2014004495A1 (en) Petroleum recovery process and system
Glavnov et al. EOR miscible gas project in oil-gas condensate field
Fauzi et al. Successful Use of Novel Bio-Based Surfactant Internal Ketone Sulfonate (IKS) Chemistry for Indonesian High Temperature Reservoir: Formulation Development to Oil Recovery Efficiency in Native Reservoir Core
Spirov et al. Influence of Various Rock Types on the Recovery of Heavy Hydrocarbons by Supercritical Carbon Dioxide
Lekvam et al. Hydrate control for WAG injection in the Ekofisk field
OA16918A (en) System and method for producing oil.

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C02 Deemed withdrawal of patent application after publication (patent law 2001)
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication

Application publication date: 20140827