EA024787B1 - Способ добычи нефти - Google Patents
Способ добычи нефти Download PDFInfo
- Publication number
- EA024787B1 EA024787B1 EA201400749A EA201400749A EA024787B1 EA 024787 B1 EA024787 B1 EA 024787B1 EA 201400749 A EA201400749 A EA 201400749A EA 201400749 A EA201400749 A EA 201400749A EA 024787 B1 EA024787 B1 EA 024787B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- oil
- ether
- formation
- hydrocarbon
- containing gas
- Prior art date
Links
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract description 19
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 253
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 141
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 119
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 117
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 111
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 30
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 104
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 47
- LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N Dimethyl ether Chemical group COC LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 abstract description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 226
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 166
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 123
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 43
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 43
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 35
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 14
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 14
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 13
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 8
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 6
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical class CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 6
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 5
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N isopentane Chemical compound CCC(C)C QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 3
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 3
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical class CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 2
- AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N dimethyl butane Natural products CCCC(C)C AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 description 2
- 235000013847 iso-butane Nutrition 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 230000001483 mobilizing effect Effects 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XOBKSJJDNFUZPF-UHFFFAOYSA-N Methoxyethane Chemical compound CCOC XOBKSJJDNFUZPF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000012496 blank sample Substances 0.000 description 1
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- YDLYQMBWCWFRAI-UHFFFAOYSA-N hexatriacontane Chemical class CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCC YDLYQMBWCWFRAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000000346 nonvolatile oil Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- VHQQPFLOGSTQPC-UHFFFAOYSA-N pentatriacontane Chemical class CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCC VHQQPFLOGSTQPC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000006798 recombination Effects 0.000 description 1
- 238000005215 recombination Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000001577 simple distillation Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011179 visual inspection Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/594—Compositions used in combination with injected gas, e.g. CO2 orcarbonated gas
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
- E21B43/168—Injecting a gaseous medium
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение относится к способу повышения добычи нефти из пласта. Углеводородсодержащий газ и простой эфир закачивают в нефтеносный пласт для мобилизации нефти. Мобилизованную нефть затем добывают из пласта.
Description
Настоящее изобретение относится к способу добычи нефти из пласта, в частности настоящее изобретение относится к способу повышения нефтеотдачи пласта.
Уровень техники
При добыче нефти из подземных пластов с помощью способов первичной добычи, использующих естественное пластовое давление для добычи нефти, можно извлечь только часть нефти в пласте. Часть нефти, которая не может быть добыта из пласта с помощью способов первичной добычи, может быть добыта с помощью способов повышения нефтеотдачи пласта (ΕΘΚ). Существуют три основных типа методов ΕΘΚ: термический, закачка химреагента/полимера и закачка газа, которые могут использоваться для повышения добычи нефти из продуктивного пласта, выше тех переделов, которые могут быть осуществлены с помощью традиционных средств, и, возможно, увеличения продолжительности эксплуатации месторождения и способствуя увеличению коэффициента извлечения нефти.
Термический метод повышения нефтеотдачи осуществляется с помощью подвода тепла в пласт. Наиболее широко распространенным видом такого воздействия является вытеснение паром, которое уменьшает вязкость нефти, чтобы она могла поступать к добывающим скважинам. Химическое заводнение повышает добычу за счет уменьшения капиллярных сил, которые удерживают оставшуюся в пласте нефть. Полимерное заводнение повышает эффективность вытеснения закачанной водой. Закачка смешивающегося газа действует подобно химическому заводнению: с помощью закачивания текучей среды, которая смешивается с нефтью, удерживаемая остаточная нефть может быть извлечена.
При закачке смешивающегося газа, газ, который смешивается с нефтью на месте в пласте, закачивается в пласт. Закачиваемый газ растворяется в нефти, образуя однофазный раствор с нефтью, мобилизуя нефть за счет увеличения объема нефти, тем самым понижая вязкость нефти, и за счет понижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефти и воды в пласте, тем самым уменьшая капиллярные силы, которые удерживают нефть на месте залегания в пласте. Мобилизованная нефть может быть вытеснена к добывающей скважине и извлечена из пласта. Газы, которые использовались при закачке смешивающегося газа для повышения нефтеотдачи, включают этан, пропан, бутан, сжиженные нефтяные газы, образованные С2-С6 парафиновыми углеводородами, синтез-газ (монооксид углерода и водород), азот, природный газ и углекислый газ.
Для того чтобы закачка газа обеспечивала эффективную добычу нефти из пласта за счет мобилизации нефти, газ и нефть должны быть смешивающимися в пластовых условиях. Давление и температура пласта, природа нефти в пласте и компоненты газа определяют смешиваемость газа с нефтью в пласте. Газы, которые имеют компоненты, более похожие на нефть в пласте, являются более смешивающимися, чем газы, которые меньше похожи на нефть. Вследствие этого углеводородсодержащие газы, имеющие более высокие количества атомов углерода (например, пропан (С3) и бутан (С4)), больше смешиваются с нефтью (обычно образуемой из углеводородов с количеством атомов углерода С5 и выше), чем метан (С1) или углекислый газ. Повышенное пластовое давление (например, > 50 МПа) также облегчает смешиваемость газа с нефтью в пласте, при этом газы, имеющие относительно низкую смешиваемость с нефтью при низких давлениях, могут быть смешиваемыми с нефтью в пласте благодаря пластовому давлению.
Попутный газ является формой природного газа, часто добываемой одновременно с добычей нефти из пласта. Попутный газ часто считается отходом производства, особенно когда добывается из удаленных пластов, не имеющих доступа к газопроводу. Ненужный попутный газ обычно сжигается на факеле для утилизации попутного газа.
Попутный газ обычно содержит по меньшей мере 70 мол.% метана и может содержать свыше 75 мол.%, или 80 мол.%, или 90 мол.% метана. Метан является смешиваемым с нефтью при более высоких давлениях (например, 100 МПа при температуре 100°С), но он является не смешиваемым с нефтью при более низких давлениях (например, менее 50 МПа), поскольку давление находится ниже минимального давления смешиваемости, необходимого для смешиваемости при многократном контакте метана с нефтью. В результате, попутный газ или другие газы, образующиеся главным образом из метана, не пригодны для использования в качестве смешивающегося газа для повышения нефтеотдачи пластов, имеющих давление менее 50 МПа.
Желательно иметь возможность использовать попутный газ или другой углеводородсодержащий газ, который содержит большую молярную долю метана, в качестве газа для процесса повышения нефтеотдачи смешивающимся газом.
Раскрытие изобретения
Настоящее изобретение относится к способу добычи нефти из нефтеносного пласта, включающему стадии, на которых закачивают в пласт углеводородсодержащий газ, содержащий по меньшей мере 70 мол.% метана, и простой эфир, содержащий от 2 до 4 атомов углерода; обеспечивают контактирование углеводородсодержащего газа и простого эфира с нефтью в пласте для смешивания углеводородсодержащего газа и простого эфира с нефтью и добывают нефть из пласта.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 проиллюстрирована схема расположения скважин.
- 1 024787
На фиг. 2 представлено схематическое изображение системы добычи нефти.
На фиг. 3 представлен график зависимости нефтеотдачи от порового объема, закачанного агентом закачки, содержащим выбранные количества диметилового простого эфира.
На фиг. 4 представлен график, иллюстрирующий минимальную точку обогащения смешиваемости нефти с диметиловым эфиром.
Осуществление изобретения
Настоящее изобретение относится к способу использования углеводородсодержащего газа, содержащего по меньшей мере 70 мол.% метана, в способе повышения нефтеотдачи смешивающимся газом для добычи нефти из нефтеносного пласта. Пласт может иметь давление ниже минимального давления смешиваемости указанного углеводородсодержащего газа с нефтью в пласте. Углеводородсодержащий газ приводят в контакт с нефтью в пласте в присутствии простого эфира, имеющего от 2 до 4 атомов углерода. Смесь углеводородсодержащего газа и простого эфира может иметь минимальное давление смешиваемости с нефтью в пласте, которое ниже давления пласта, или смесь углеводородсодержащего газа и простого эфира может быть закачана в пласт при давлении выше минимального давления смешиваемости смеси углеводородсодержащего газа и простого эфира с нефтью в пласте, так что смесь углеводородсодержащего газа и простого эфира смешивается при многократном контакте с нефтью в пласте. Смесь углеводородсодержащего газа и простого эфира, таким образом, мобилизует нефть для добычи из пласта.
Нефть в пласте может быть добыта вслед за первичной добычей с помощью закачивания в пласт углеводородсодержащего газа, содержащего по меньшей мере 70 мол.% метана, и простого эфира, содержащего от 2 до 4 атомов углерода, через первую скважину, проходящую в пласт. В предпочтительном варианте осуществления способа настоящего изобретения углеводородсодержащий газ представляет собой попутный газ, добытый из пласта, а простой эфир представляет собой диметиловый эфир. Пластовое давление в том месте пласта, куда закачивается углеводородсодержащий газ и простой эфир, может быть ниже минимального давления смешиваемости, необходимого для смешиваемости при многократном контакте с углеводородсодержащим газом, но может быть выше давления, необходимого для смешиваемости при многократном контакте со смесью углеводородсодержащего газа и простого эфира. Углеводородсодержащий газ и простой эфир приводят в контакт с нефтью в пласте для смешивания углеводородсодержащего газа и простого эфира с нефтью, и, вследствие этого, мобилизации нефти. Мобилизованная смесь из нефти, углеводородсодержащего газа и простого эфира может быть вытеснена через пласт с помощью дополнительной закачки углеводородсодержащего газа и простого эфира, и нефть может быть добыта из пласта через вторую скважину, проходящую в пласт или смежную с пластом, при этом вторая скважина находится на расстоянии от первой скважины. Несмешивающаяся с нефтью вытесняющая текучая среда может быть закачана в пласт через первую скважину после закачки в пласт углеводородсодержащего газа и простого эфира, чтобы вытеснять мобилизованную нефть ко второй скважине для добычи нефти из второй скважины.
Обратимся теперь к фиг. 1, на которой проиллюстрировано множество 200 скважин. Множество 200 включает в себя первую скважину, через которую углеводородсодержащий газ и простой эфир закачивают в пласт, включенную в первую группу 202 скважин (обозначенную горизонтальными линиями), и вторую скважину, из которой добывают нефть, включенную во вторую группу 204 скважин (обозначенную диагональными линиями).
Каждая скважина в первой группе 202 скважин может быть расположена на расстоянии по горизонтали и на расстоянии по вертикали от соседних скважин в первой группе скважин, причем каждое расстояние по горизонтали между соседними скважинами первой группы 202 скважин может быть примерно одинаковым, и каждое расстояние по вертикали между соседними скважинами первой группы 202 скважин может быть примерно одинаковым. Каждая скважина в первой группе 202 скважин может иметь расстояние 230 по горизонтали от соседней скважины в первой группе 202 скважин. Каждая скважина в первой группе 202 скважин может иметь расстояние 232 по вертикали от соседней скважины в первой группе 202 скважин.
Каждая скважина во второй группе 204 скважин может быть расположена на расстоянии по горизонтали и на расстоянии по вертикали от соседних скважин во второй группе скважин, причем каждое расстояние по горизонтали между соседними скважинами второй группы скважин может быть примерно одинаковым, и каждое расстояние по вертикали между соседними скважинами второй группы скважин может быть примерно одинаковым. Каждая скважина во второй группе 204 скважин может находиться на расстоянии 236 по горизонтали от соседней скважины во второй группе 204 скважин. Каждая скважина во второй группе 204 скважин может находиться на расстоянии 238 по вертикали от соседней скважины во второй группе 204 скважин.
Скважины первой группы 202 скважин находятся на расстоянии от соседних скважин второй группы 204 скважин. Каждая скважина в первой группе 202 скважин может находиться на расстоянии 234 от соседних скважин во второй группе 204 скважин. Каждая скважина во второй группе 204 скважин может находиться на расстоянии 234 от соседних скважин в первой группе 202 скважин.
В некоторых вариантах осуществления каждая скважина в первой группе 202 скважин окружена четырьмя скважинами второй группы 204 скважин. В некоторых вариантах осуществления каждая сква- 2 024787 жина во второй группе 204 скважин окружена четырьмя скважинами первой группы 202 скважин.
В некоторых вариантах осуществления расстояние 230 по горизонтали составляет от примерно 5 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.
В некоторых вариантах осуществления расстояние 232 по вертикали составляет от примерно 5 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.
В некоторых вариантах осуществления расстояние 236 по горизонтали составляет от примерно 5 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.
В некоторых вариантах осуществления расстояние 238 по вертикали составляет от примерно 5 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.
В некоторых вариантах осуществления расстояние 234 составляет от примерно 5 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.
В некоторых вариантах осуществления множество 200 скважин может содержать от примерно 10 до примерно 1000 скважин, например от примерно 5 до примерно 500 скважин в первой группе 202 скважин, и от примерно 5 до примерно 500 скважин во второй группе 204 скважин.
В некоторых вариантах осуществления множество 200 скважин можно представить как вид сверху с первой группой 202 скважин и второй группой 204 скважин, которые являются вертикальными скважинами, расположенными на определенном расстоянии друг от друга на некотором участке земли. В некоторых вариантах осуществления множество 200 скважин можно представить как вид сбоку в поперечном сечении с первой группой 202 скважин и второй группой 204 скважин, которые являются горизонтальными скважинами, расположенными на определенном расстоянии друг от друга в пласте.
Пласт, в который закачивают углеводородсодержащий газ и простой эфир, является нефтеносным пластом. Пласт может иметь давление ниже минимального давления смешиваемости, необходимого для смешиваемости при многократном контакте углеводородсодержащего газа с нефтью в пласте. Пласт может иметь пластовое давление в месте, где углеводородсодержащий газ и простой эфир приводят в контакт с нефтью, которое выше минимального давления смешиваемости, необходимого для смешиваемости при многократном контакте смеси углеводородсодержащего газа и простого эфира с нефтью. Пласт может иметь давление менее 50 МПа, или не более 45 МПа, или не более 40 МПа, или от 5 до 50 МПа, или от 10 до 40 МПа. Пласт может представлять собой пласт относительно неглубокого залегания, при этом пласт находится на глубине от 100 до 1500 м, или от 200 до 1000 м, или от 300 до 800 м.
Пласт предпочтительно подходит для закачки смешивающегося газа для повышения нефтеотдачи. Пласт может иметь достаточную проницаемость, чтобы мобилизованная нефть могла направляться от места нагнетания первой скважины ко второй скважине для добычи из второй скважины. Пласт может иметь проницаемость от 0,0001 до 1 Д. Пласт также предпочтительно имеет относительно немного трещин на пути движения текучих сред от места нагнетания первой скважины к месту добычи второй скважины, так что движение мобилизованной нефти от места нагнетания к месту добычи происходит относительно свободно. Если пласт имеет сравнительно большое число трещин, место нагнетания первой скважины и место добычи второй скважины могут располагаться ближе друг к другу для уменьшения влияния трещин на движение мобилизованной нефти к добывающей скважине, чем если пласт имеет относительно немного трещин.
Нефть в пласте может иметь относительно низкую вязкость, так что нефть сравнительно легко растворима в смеси углеводородсодержащего газа и простого эфира. Нефть в пласте может иметь вязкость не более 15 сП, или не более 10 сП, или не более 5 сП, или от 0,1 до 15 сП, или от 0,5 до 10 сП, или от 1 до 5 сП.
Пласт может содержать связанную воду в контакте с нефтью в пласте, при этом поверхностное натяжение на границе раздела фаз связанной воды и нефти в пласте может частично обусловливать удержание нефти в пласте. Контактирование углеводородсодержащего газа и простого эфира с нефтью может понижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз нефти и связанной воды за счет изменения физических свойств нефти после смешивания нефти с углеводородсодержащим газом и простым эфиром, способствующего мобилизации нефти для добычи из пласта. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз нефти и связанной воды может находиться в диапазоне от 15 до 25 дин/см при 15°С и давлении 34,4 кПа (5 фунт/кв.дюйм) и может быть снижено по меньшей мере на 10% или по меньшей мере на 15%, или по меньшей мере на 20% после смешивания нефти с углеводородсодержащим газом и простым
- 3 024787 эфиром.
Углеводородсодержащий газ, закачиваемый в пласт с простым эфиром, содержит по меньшей мере 70 мол.% метана. Углеводородсодержащий газ может содержать по меньшей мере 80 мол.% метана, или по меньшей мере 85 мол.% метана, или по меньшей мере 90 мол.% метана, или по меньшей мере 95 мол.% метана, или может содержать от 70 до 99 мол.% метана, или от 75 до 95 мол.% метана. Углеводородсодержащий газ может также содержать от 0,1 до 15 мол.%, или от 0,5 до 10 мол.%, или от 1 до 5 мол.% С2-С6 углеводородов, включающих этан, пропан, бутан, пентаны и гексаны. Углеводородсодержащий газ может также содержать углекислый газ и сероводород, например от 0,1 до 10 мол.% углекислого газа и от 0,1 до 5 мол.% сероводорода. Углеводородсодержащий газ может быть природным газом.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения углеводородсодержащий газ представляет собой попутный газ, добытый из пласта. Попутный газ может быть добыт из пласта вместе с добычей из пласта нефти. Предпочтительно попутный газ является трудноизвлекаемым газом.
Простой эфир, закачиваемый в пласт с углеводородсодержащим газом, может иметь от 2 до 4 атомов углерода. Простой эфир может представлять собой диметиловый эфир, диэтиловый эфир или метилэтиловый эфир. Предпочтительно простой эфир представляет собой диметиловый эфир. Простой эфир, который будет закачан в пласт, может быть получен в соответствии с общепринятыми способами получения типа простого эфира, выбранного для закачки в пласт. Простой эфир, закачиваемый в пласт, может быть в жидкой фазе или в газовой фазе при нагнетании в пласт и, в случае нагнетания в пласт в жидкой фазе, может испаряться после нагнетания в пласт в зависимости от условий температуры и давления в пласте.
Углеводородсодержащий газ и простой эфир смешиваются до, в ходе или после закачивания углеводородсодержащего газа и простого эфира в пласт. Углеводородсодержащий газ и простой эфир могут быть смешаны перед закачкой в пласт и затем нагнетаться в пласт в виде смеси. В качестве альтернативы углеводородсодержащий газ и простой эфир могут быть смешаны в нагнетательной скважине до контакта с нефтью в пласте, например, с помощью проточного смесителя. В качестве альтернативы углеводородсодержащий газ и простой эфир могут закачиваться по отдельности в пласт, так что углеводородсодержащий газ и простой эфир смешиваются при введении в пласт и контактировании с нефтью.
Смесь углеводородсодержащего газа и простого эфира выбирают с содержанием достаточного количества простого эфира, чтобы смесь была смешивающейся с нефтью в пласте при многократном контакте при давлении, при котором смесь приводят в контакт с нефтью. В частности, смесь углеводородсодержащего газа и простого эфира содержит достаточное количество простого эфира для того, чтобы смесь имела минимальное давление смешиваемости с нефтью в пласте, которое не превышает и предпочтительно находится ниже, чем пластовое давление, при котором смесь приводят в контакт с нефтью. Может быть желательно включать дополнительное количество простого эфира в смесь (сверх количества, необходимого для обеспечения смеси с минимальным давлением смешиваемости с нефтью в пласте, которое не выше, чем пластовое давление, при котором смесь приводят в контакт с нефтью), при этом дополнительное количество простого эфира может дополнительно понижать минимальное давление смешиваемости смеси углеводородсодержащего газа и простого эфира с нефтью, дополнительно усиливая смешиваемость смеси с нефтью.
Количество простого эфира, достаточное, чтобы сделать смесь углеводородсодержащего газа и простого эфира смешиваемой с нефтью в пласте при многократном контакте при давлении, при котором смесь приводят в контакт с нефтью (т.е. количество простого эфира, необходимое, чтобы смесь имела минимальное давление смешиваемости с нефтью, не выше, чем давление, при котором смесь приводят в контакт с нефтью в пласте), зависит от пластовых условий, в частности пластового давления, состава нефти, вязкости и плотности нефти, состава используемого углеводородсодержащего газа, используемого простого эфира и давления, при котором смесь углеводородсодержащего газа и простого эфира закачивают в пласт. Количество простого эфира, которое необходимо использовать в смеси для обеспечения смешиваемости смеси с нефтью в пласте, таким образом, может варьировать в зависимости от нескольких факторов. Количество простого эфира, которое необходимо использовать в смеси для обеспечения требуемой смешиваемости смеси с нефтью в пласте при пластовом давлении, при котором смесь приводят в контакт с нефтью, однако, может быть определено с помощью простых экспериментов по смешиваемости при давлении пласта, с использованием образцов нефти из пласта, углеводородсодержащего газа и простого эфира. Как правило, количество простого эфира, которое необходимо использовать в смеси для обеспечения требуемой смешиваемости смеси с нефтью в пласте при пластовом давлении, при котором смесь приводят в контакт с нефтью, составляет по меньшей мере 5 мол.% простого эфира в смеси углеводородсодержащего газа и простого эфира, или по меньшей мере 10 мол.%, или от 5 до 25 мол.%, или от 10 до 20 мол.% простого эфира в смеси углеводородсодержащего газа и простого эфира. В варианте осуществления способа настоящего изобретения количество простого эфира, обеспечиваемое в смеси углеводородсодержащего газа и простого эфира, которую закачивают в пласт для контактирования с нефтью, составляет от 5 до 45 мол.%, или от 10 до 40 мол.% простого эфира в смеси.
Обратимся теперь к фиг. 2, на которой показано, что простой эфир и углеводородсодержащий газ могут быть закачены в подземный пласт, включающий участки 402, 404, 406 и 408 пласта, при этом про- 4 024787 стой эфир и углеводородсодержащий газ закачивают в пласт 406 через нагнетательную скважину 432, которая пересекает участки 402 и 404 пласта и имеет отверстия в участке 406 пласта. Простой эфир может храниться в хранилище 430 простого эфира, а углеводородсодержащий газ может храниться в хранилище 418 газа. Как отмечалось выше, углеводородсодержащий газ может быть смешан с выбранным количеством простого эфира до подачи смеси в нагнетательную скважину 432, при этом смесь может подаваться в нагнетательную скважину 432 по линии 440 для закачки в пласт 406. В качестве альтернативы углеводородсодержащий газ может подаваться к нагнетательной скважине 432 по линии 450, и выбранное количество простого эфира может подаваться к нагнетательной скважине 432 по линии 440, и углеводородсодержащий газ и простой эфир могут смешиваться в нагнетательной скважине 432 до закачки в пласт 406, или углеводородсодержащий газ и простой эфир могут закачиваться по-отдельности, но в непосредственной близости, в пласт 406, так что углеводородсодержащий газ и простой эфир смешиваются при введении в пласт 406. Используемый в дальнейшем в данном документе термин смесь углеводородсодержащего газа и простого эфира или смесь, когда речь идет о смеси углеводородсодержащего газа и простого эфира, охватывает углеводородсодержащий газ и простой эфир, которые закачиваются в пласт по отдельности и которые смешиваются внутри пласта, а также смеси углеводородсодержащего газа и простого эфира, которые смешивают до или во время закачки в пласт.
Смесь углеводородсодержащего газа и простого эфира предпочтительно закачивают в участки 434 пласта 406 при давлении, по меньшей мере, немного выше пластового давления на участках 434 пласта, чтобы гарантировать вхождение смеси в пласт 406 и вытеснение нефти, мобилизованной закачанной смесью, к нефтедобывающей скважине 412. Пластовое давление может быть определено с помощью общепринятых методов определения давления пласта. Если пластовое давление на участках 434 пласта оказывается ниже минимального давления смешиваемости смеси углеводородсодержащего газа и простого эфира с нефтью в пласте, смесь углеводородсодержащего газа и простого эфира может нагнетаться в пласт 406 при давлении, более высоком, чем пластовое давление, и предпочтительно более высоком, чем минимальное давление смешиваемости смеси с нефтью в пласте.
Количество смеси углеводородсодержащего газа и простого эфира, закачиваемой в пласт 406, может предпочтительно находиться в диапазоне от 0,2 до 0,6 порового объема пласта за одну закачку или от 0,25 до 0,5 порового объема пласта за одну закачку. Поровый объем пласта может определяться способами, традиционными в данной области техники. Как будет описано более подробно ниже, многократные закачки порций смеси углеводородсодержащего газа и простого эфира могут нагнетаться в пласт 406 для увеличения добычи нефти из пласта.
Смесь углеводородсодержащего газа и простого эфира приводят в контакт с нефтью в пласте 406 с помощью закачки смеси в пласт на участке 434 пласта, где находится нефть. При контакте с нефтью смесь углеводородсодержащего газа и простого эфира становится смешивающейся с нефтью, поскольку минимальное давление смешиваемости смеси с нефтью находится на уровне или ниже пластового давления на участке 434 пласта. По мере того как смесь углеводородсодержащего газа и простого эфира закачивается в пласт 406 и вступает в контакт с нефтью, смесь может извлекать легкие углеводороды (например, С2-С6 углеводороды), тем самым образуя углеводородсодержащий раствор на границе раздела между смесью и нефтью. По мере того как фронт нагнетания продвигается через пласт от участка 434 пласта к участку 414 пласта и к добывающей скважине 412, углеводородсодержащий раствор может растворять более тяжелые углеводороды, которые входят в раствор, и в конечном счете могут образовать однофазный фронт мобилизованной нефти, который направляется через пласт к участку 414 пласта, и добывается через добывающую скважину 412.
По мере того как смесь углеводородсодержащего газа и простого эфира становится смешивающейся с нефтью, плотность и вязкость нефти могут понижаться по мере того, как легкие углеводороды из смеси становятся смешивающимися с нефтью, что приводит к увеличению объема нефти. Коэффициент увеличения объема нефти после контакта со смесью углеводородсодержащего газа и простого эфира может увеличиться по меньшей мере на 25% или по меньшей мере на 50% по сравнению с нефтью до контакта со смесью. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз нефти и связанной воды также может уменьшаться по мере того, как смесь углеводородсодержащего газа и простого эфира становится смешивающейся с нефтью из-за изменения плотности, вязкости и состава нефти. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз нефти и связанной воды в пласте может уменьшаться по меньшей мере на 15%, или по меньшей мере на 20%, или по меньшей мере на 25% за счет контакта смеси с нефтью. В результате смешивающегося вытеснения нефти при контакте со смесью углеводородсодержащего газа и простого эфира, увеличения объема нефти и уменьшения поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть увеличивает подвижность и будет передвигаться через пласт 406 для добычи на добывающей скважине 412.
В одном варианте осуществления способа настоящего изобретения количество простого эфира в смеси углеводородсодержащего газа и простого эфира может быть уменьшено после начальной закачки. По мере того как нефть и исходная смесь углеводородсодержащего газа и простого эфира становятся смешивающимися и образуется однофазная мобилизованная нефть, минимальное давление смешиваемости для смешиваемости при многократном контакте смеси с мобилизованной нефтью уменьшается по
- 5 024787 сравнению с минимальным давлением смешиваемости для смешиваемости при многократном контакте смеси с неподвижной нефтью, первоначально находящейся на месте залегания в пласте. В результате меньшее количество простого эфира может потребоваться в смеси для сохранения смешиваемости смеси с нефтью при давлении пласта. Количество простого эфира в смеси углеводородсодержащего газа и простого эфира может быть снижено с помощью непрерывного уменьшения количества простого эфира в смеси, закачиваемой в пласт или может быть снижено с помощью поэтапного снижения количества простого эфира в смеси, закачиваемой в пласт.
Закачка смеси углеводородсодержащего газа и простого эфира в пласт 406 может повышать эффективность вытеснения при извлечении и добыче нефти из пласта по сравнению с закачкой отдельно взятого углеводородсодержащего газа. Смесь углеводородсодержащего газа и простого эфира может быть в большей степени смешивающейся с нефтью в пласте, чем отдельно взятый углеводородсодержащий газ. В результате, увеличение объема нефти за счет смешиваемости при многократном контакте оказывается больше со смесью, чем с отдельно взятым углеводородсодержащим газом, увеличивая размер зоны смешиваемости и количество нефти, контактирующее со смесью, по сравнению с отдельно взятым углеводородсодержащим газом, тем самым улучшая эффективность вытеснения смеси через пласт по сравнению с отдельно взятым углеводородсодержащим газом.
В варианте осуществления способа настоящего изобретения несмешивающаяся с нефтью вытесняющая текучая среда может быть закачана в пласт 406 после закачки в пласт смеси углеводородсодержащего газа и простого эфира. Несмешивающаяся с нефтью вытесняющая текучая среда может служить для вытеснения нефти, мобилизованной при контакте со смесью углеводородсодержащего газа и простого эфира через пласт от участка 434 пласта к участку 414 пласта для добычи на добывающей скважине 412. Количество несмешивающейся с нефтью вытесняющей текучей среды, закачанной в пласт после закачки смеси углеводородсодержащего газа и простого эфира, может в 1-5 раз превышать объем смеси, закачанной в пласт, и предпочтительно в 1-2 раза превышает объем смеси, закачанной в пласт.
Пробки смеси углеводородсодержащего газа и простого эфира и несмешивающейся с нефтью вытесняющей текучей среды могут закачиваться попеременно для увеличения добычи нефти из пласта. Количество каждой пробки смеси углеводородсодержащего газа и простого эфира, закачиваемое таким попеременным образом, может находиться в диапазоне от 0,2 до 0,6 порового объема пласта, с последующей закачкой количества несмешивающейся с нефтью вытесняющей текучей среды, в 1-5 раз превышающего объем пробки смеси, закачанной непосредственно перед закачкой несмешивающейся с нефтью вытесняющей текучей среды. Попеременные пробки смеси углеводородсодержащего газа и простого эфира и несмешивающейся с нефтью вытесняющей текучей среды могут закачиваться до тех пор, пока добыча нефти не будет исчерпана, как правило, от 3 до 6 раз.
Несмешивающаяся с нефтью вытесняющая текучая среда может быть жидкостью или газом. Предпочтительно несмешивающуюся с нефтью текучую среду выбирают из группы, состоящей из воды в жидкой или парообразной форме, водного солевого раствора, водного раствора, содержащего поверхностно-активные вещества и/или полимеры, или воздух.
Нефть добывают из пласта 406 через добывающую скважину 412. Добываемая нефть может содержать часть смешанного с ней углеводородсодержащего газа и простого эфира, закачанных в пласт для мобилизации нефти. Попутный газ также может добываться из пласта 406 вместе с нефтью.
Добываемая нефть, попутный газ и простой эфир могут подаваться из добывающей скважины 412 к производственному оборудованию 410. Попутный газ может отделяться от нефти в производственном оборудовании, например в газожидкостном сепараторе, и храниться в хранилище 418 газа, из которого попутный газ может быть обратно закачан в пласт для дополнительного извлечения нефти. Простой эфир, содержащийся в нефти, также может отделяться от нефти в производственном оборудовании 410, например, путем газожидкостной сепарации, или с помощью удаления воды из нефти, или с помощью простой дистилляции. Отделенный простой эфир может подаваться на хранение из производственного оборудования 410 в хранилище 430 простого эфира, из которого простой эфир может быть обратно закачан в пласт для дополнительного извлечения нефти. Нефть, отделенная от попутного газа и простого эфира, может храниться в нефтехранилище 416. Нефть может дополнительно перерабатываться для получения транспортных топлив, смазок, горючего для отопительных целей, химических реагентов и/или полимеров.
Для обеспечения лучшего понимания настоящего изобретения приводятся следующие примеры конкретных аспектов некоторых вариантов осуществления. Нижеследующие примеры никоим образом не следует считать ограничивающими или определяющими объем изобретения. Объем изобретения должен определяться прилагаемой формулой изобретения.
Пример 1.
Эксперименты на тонкой трубке проводили для определения влияния диметилового простого эфира (ΌΜΕ) на смешиваемость попутного газа с нефтью, извлеченной из пласта. Мертвую нефть (дегазированную нефть), добытую из пласта, фильтровали и смешивали с попутным газом, добытым из того же пласта, чтобы достичь желаемого отношения газа к нефти (91,84 см3/см3) и давления точки разгазирования (38,3 МПа) для получения рекомбинированной живой нефти, обладающей свойствами нефти в
- 6 024787 пласте. Состав живой нефти приведен в табл. 1 и состав попутного газа приведен в табл. 2.
Таблица 1
| Название компонента | Химический символ | Молярная доля | Массовая доля | Вычисленные свойства | |
| Азот | Ν2 | 0,0008 | 0,0002 | ||
| Углекислый газ | СО2 | 0,0009 | 0,0003 | Весь образец | |
| Диметиловый эфир | ΏΜΕ | 0,0000 | 0,0000 | Молекулярная масса | 133,96 |
| Метан | С, | 0,4474 | 0,0536 | Плотность (г/см3) | 0,7851 |
| Этан | С2 | 0,0240 | 0,0054 | ||
| Пропан | Сз | 0,0228 | 0,0075 | С(4 фракция | |
| изо-Бутан | 1-С4 | 0,0042 | 0,0018 | Молекулярная масса | 260,80 |
| н-Бутан | п-С4 | 0,0118 | 0,0051 | Молярная доля | 0,4710 |
| изо-Пентан | 1-С5 | 0,0073 | 0,0039 | Плотность (г/см3) | 0,8788 |
| Н-Пентан | п-С5 | 0,0098 | 0,0053 | ||
| Гексаны | Се | 0,0248 | 0,0160, | ||
| Гептаны | с? | 0,0395 | 0,0294 | С7+ фракция | |
| Октаны | са | 0,0450 | 0,0377 | Молекулярная масса | 270,50 |
| Нонаны | 0,0376 | 0,0360 | Молярная доля | 0,4462 | |
| Деканы | Сю | 0,0337 | 0,0358 | Плотность (г/см3) | 0,8833 |
| Ундеканы | Сц | 0,0277 | 0,0304 | ||
| Додеканы | С12 | 0,0224 | 0,0270 | ||
| Тридеканы | С13 | 0,0218 | 0,0285 | Сц, фракция | |
| Тетрадеканы | Си | 0,0194 | 0,0275 | Молекулярная масса | 373,03 |
| Пентадеканы | С|5 | 0,0170 | 0,0261 | Молярная доля | 0,2627 |
| Гексадеканы | Сю | 0,0141 | 0,0234 | Плотность (г/см3) | 0,9173 |
| Гептадеканы | С|7 | 0,0132 | 0,0233 | ||
| Октадеканы | С18 | 0,0120 | 0,0226 | ||
| Нонадеканы | С]9 | 0,0112 | 0,0219 | Сэо+ фракция | |
| Эйкозаны | с20 | 0,0098 | 0,0202 | Молекулярная масса | 763,16 |
| Генэйкозаны | с2, | 0,0091 | 0,0197 | Молярная доля | 0,0641 |
| Докозаны | с22 | 0,0077 | 0,0174 | Плотность (г/см3) | 0,9930 |
| Трикозаны | С2з | 0,0073 | 0,0173 | ||
| Тетракозаны | С24 | 0,0066 | 0,0164 | ||
| Пентакоз аны | С25 | 0,0060 | 0,0156 | ||
| Гексакозаны | Сг$ | 0,0056 | 0,0150 | фракция | |
| Гептакоз аны | С27 | 0,0057 | 0,0159 | Молекулярная масса | 919,21 |
| Октакозаны | с2а | 0,0050 | 0,0146 | Молярная доля | 0,0429 |
| Нонакозаны | С29 | 0,0047 | 0,0141 | Плотность (г/см3) | 1,0154 |
| Триаконтаны | Сю | 0,0044 | 0,0138 | ||
| Гентриаконтаны | Си | 0,0040 | 0,0127 | ||
| Дотриаконтаны | С32 | 0,0037 | 0,0122 | Параметры рекомбинирования | |
| Тритриаконтаны | Сзз | 0,0033 | 0,0113 | Отношение газа к нефти (см3/см3) | 91,84 |
| Тегратриакоитаны | С34 | 0,0031 | 0,0110 | Плотность «мертвой нефти» (г/см3) | 0,8894 |
| Пентатриаконтаны | С35 | 0,0027 | 0,0098 | Молекулярная масса «мертвой нефти» (г/моль) | 261,25 |
| Гексатриаконтаны+ | С35+ | 0,0429 | 0,2946 | ||
| 1,0000 | 1,0000 |
Физические свойства рассчитаны исходя из физических констант ОРА 2145-00
- 7 024787
Таблица 2
| Название компонента | Химический символ | Молярная доля | Объем жидкости | ||
| как определено | без кислых газов | БТВ/ММзсГ (станд. баррель/миллион станд. кубических футов} | мл/м3 | ||
| Азот | ν2 | 0,0015 | 0,0015 | ||
| Углекислый газ | со2 | 0,0017 | 0,0000 | ||
| Диметиловый эфир | ОМЕ | 0,0000 | 0,0000 | ||
| Метан | с, | 0,8403 | 0,8417 | ||
| Этан | с2 | 0,0449 | 0,0449 | ||
| Пропан | С3 | 0,0413 | 0,0414 | 26,990 | 151,535 |
| изо-Бутан | ί’ϋή | 0,0069 | 0,0069 | 5,378 | 30,195 |
| н-Буган | п-С4 | 0,0177 | 0,0177 | 13,220 | 74,224 |
| изо-Пентан | 1-С5 | 0,0077 | 0,0077 | 6,702 | 37,630 |
| н-Пентан | 11-С; | 0,0088 | 0,0088 | 7,529 | 42,274 |
| Гексаны | с6 | 0,0124 | 0,0124 | 12,074 | 67,791 |
| Гептаны | С, | 0,0124 | 0,0125 | 13,621 | 76,743 |
| Октаны | с8 | 0,0038 | 0,0038 | 4,557 | 25,586 |
| Нонаны | с? | 0,0007 | 0,0007 | 0,882 | 4,952 |
| Деканы | Сю | 0,0000 | 0,0000 | 0,000 | 0,000 |
| Ун деканы | С„ | 0,0000 | 0,0000 | 0,000 | 0,000 |
| Додеканы+ | С|2+ | 0,0000 | 0,0000 | 0,000 | 0,000 |
| Всего | 1,0000 | 1,0000 | 90,954 | 510,660 | |
| Пропаны+ | С3+ | 0,1116 | 0,1118 | 90,954 | 510,660 |
| Бутаны+ | с^+ | 0,0703 | 0,0704 | 63,964 | 359,125 |
| Пентаны+ | С5+ | 0,0634 | 0,0635 | 45,366 | 254,706 |
| Вычисленные свойства газа при стандартных условиях | Вычисленные псевдокритические свойства | ||||
| Молекулярная масса | 22,13 кг/кмоль | 22,13 фнт/фнт-моль | Ррс | 654,4 фнт/кв.дюйм абс. | 4,51 МПа |
| Удельная плотность | 0,7641 (воздух=1) | 0,7641 (воздух=1) | Трс | 402,1 К | 223,4 К |
| Молекулярная масса С?+ | 99,43 кг/кмоль | 99,43 фнт/фнТ'МОЛЬ | Ррс* | 653,7 фнт/кв.дюйм абс. | 4,51 МПа |
| Плотность С7+ | 0,7288 г/см3 | 728,8 кг/м3 | Трс* | 401,8 К. | 223,2 К |
| Вычисленная общая теплотворная способность | Вычисленная низшая теплотворная способность при стандартных условиях | ||||
| при стандартных условиях | |||||
| Сухое | 1332,2 ВТи/зсГ (британских тепловых единиц / станд. кубический фут) | 49,73 МДж/м3 | Сухое | 1210,2 ВТи/зсГ | 45,17 МДж/м3 |
| Влажное | 1309,1 ВТи/зсГ | 48,863 МДж/м3 | Влажное | 1189,1 ΒΤϋ/зсГ | 44,39 МДж/м3 |
Стандартные условия 60Р(288,7 К) при 14,696 фунт/кв.дюйм (0,101325 МПа)
Рекомбинированную живую нефть использовали для насыщения тонкой трубки с внутренним диаметром 1/4 (0,635 см) и длиной 40' (12,19 м), которая была заполнена песком с размером частиц 200 меш. Поровый объем в тонкой трубке составлял 141,7 см3, при этом тонкая трубка имела пористость 4044% и проницаемость от 3 до 4 Д. В тонкой трубке повышали давление до давления пласта, из которого добывали нефть (38,3 МПа), и температуру тонкой трубки доводили до температуры пласта (79,4°С) для моделирования пласта, из которого добывали нефть и попутный газ.
Готовили образцы смеси попутного газа и диметилового простого эфира, содержащие 4,9 мол.%, 18,5 мол.% и 38,8 мол.% диметилового простого эфира для получения газов нагнетания с различным обогащением ΌΜΕ. Другой образец готовили содержащим только попутный газ.
Каждый образец затем закачивали с постоянной скоростью в тонкую трубку, насыщенную рекомбинированной живой нефтью, при расходе нагнетания 10 см3/ч до тех пор, пока 1,2 порового объема образца газа не было закачано в тонкую трубку. Измеряли нефтеотдачу, плотность извлеченной нефти в градусах ΑΡΙ, плотность эффлюента, состав эффлюента и отношение газа к нефти после каждой 0,1 порового объема закачиваемого образца. ГХ-анализ полученной жидкости выборочно осуществляли до и после прорыва газа. По завершении закачки каждого образца газа тонкую трубку закрывали и соединяли
- 8 М41Я1 с сепаратором для сброса давления тонкой трубки до атмосферного давления. Определяли состав полученной жидкости и рассчитывали количество углеводородов. Материальный баланс по всей нефти и полученному попутному газу (ίη δίΐιι. полученный и остаточный) был подведен, чтобы гарантировать, что материальный баланс составлял примерно 100%.
Результаты извлечения нефти на тонкой трубке для каждого образца после закачки 1,2 порового объема образца показаны в табл. 3, и на фиг. 3 показана суммарная нефтеотдача для каждого образца в ходе закачки образца.
Таблица 3
| ВМЕ (мол.%) в закачиваемом газе | % нефтеотдачи при 1,2 порового объема |
| 0 | 77,5 |
| 4,86 | 83,0 |
| 18,53 | 88,0 |
| 38,79 | 89,6 |
Улучшение нефтеотдачи по сравнению с закачкой одного только попутного газа наблюдалась с ΌΜΕ для всех уровней обогащения.
Анализ компонентного состава извлеченной мертвой нефти показал, что содержание С2-С8 компонентов в полученной нефти постепенно снижалось при увеличении поровых объемов закачки газа, содержание С9-С.'28 компонентов в полученной нефти постепенно повышалось при увеличении поровых объемов закачки газа, содержание С.'28-С.'35 и С35+ компонентов в нефти постепенно уменьшалось с увеличением поровых объемов закачки газа, и концентрации ΌΜΕ в диапазоне от 0,16 до 0,28 мол.% наблюдались на различных этапах вытеснения нефти.
Как показано на фиг. 4, отчетливое изменение в наклоне графика нефтеотдачи (%) относительно количества ΌΜΕ в закачанном газе (мол.% ΌΜΕ), показало, что улучшение минимальной смешиваемости, обеспечиваемое ΌΜΕ в закачиваемом газе, наблюдалось при примерно 8 мол.% ΌΜΕ.
Пример 2.
Испытание на увеличение объема нефти осуществляли для измерения влияния добавления 20,74 мол.% ΌΜΕ в нефть, используемую в вышеприведенном примере 1. Нефть обладала характеристиками, приведенными выше в табл. 1. Для сравнения испытание на увеличение объема нефти проводили на холостом образце, содержащем только нефть, и осуществляли испытание на увеличение объема нефти, в котором в нефть добавляли 20 мол.% СО2.
Испытание на увеличение объема нефти проводили в ячейке РУТ с визуальным контролем. Для каждого испытания ячейку загружали измеренным объемом живой нефти (полученной, как описано в примере 1) при давлении выше давления насыщения (38,3 МПа) и при температуре пласта, из которого нефть была добыта (79,4°С), и 20,7 мол.% ΌΜΕ или 20 мол.% СО2. При добавлении газа давление в ячейке увеличивали до получения однофазной текучей среды. Поскольку ячейка находилась под давлением, проводили испытание на расширение при постоянном составе для измерения давления насыщения и относительного объема жидкости ниже давления насыщения полученной жидкости. После повышения давления до достижения одной фазы, однофазную текучую среду отбирали и измеряли объемный коэффициент нефти в пластовых условиях, плотность текучей среды, составы выделяемой нефти и выделяемого газа, плотность мертвой нефти, и вязкость живой нефти в испытании с одноступенчатым сепаратором. Эти шаги повторяли до тех пор, пока система не имела достаточного количества добавленного газа, чтобы проявлялось поведение точки росы. В этот момент небольшой объем исходной живой нефти добавляли, чтобы заставить систему вести себя как система точки разгазирования. Затем измеряли плотность нефти, вязкость (кроме СО2), а также объем текучей среды при давлении насыщения образца. Затем рассчитывали коэффициент увеличения объема, где коэффициент увеличения объема является объемом текучей среды при давлении насыщения, деленным на объем нефти (без добавления ΌΜΕ или СО2) при давлении насыщения. В табл. 4 приведены обобщенные результаты влияния добавления приблизительно 20 мол.% ΌΜΕ и 20 мол.% СО2 на давление насыщения нефти, плотность, вязкость и коэффициент увеличения объема нефти.
Таблица 4
| Изменение свойств(по сравнению с «живой нефтью» без ВМЕ и СОг) | ВМЕ (примерно 20 мол.%) | СОг (примерно 20 мол.%) |
| Давление насыщения нефти | 32% уменьшение | 28% увеличение |
| Плотность | 7% уменьшение | 1% увеличение |
| Вязкость | 29% уменьшение | Не измеряли |
| Увеличение объема | 28% увеличение | 7% увеличение |
Результаты показывают, что добавление ΌΜΕ понижает давление насыщения нефти, плотность нефти и вязкость нефти при одновременном повышении коэффициента увеличения объема нефти, что повышает подвижность нефти в пласте. Было показано, что ΌΜΕ примерно в 4 раза превосходит СО2 в увеличении объема нефти.
Настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения упомянутых целей и преимуществ,
- 9 024787 а также целей и преимуществ, которые являются неотъемлемыми для данного изобретения. Конкретные варианты осуществления, описанные выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение можно модифицировать и практически применять различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники, использующих преимущества изобретения, описанного в данном документе. Дополнительно к этому на детали конструкции или дизайн, приведенные в настоящем документе, ограничений не налагается, кроме описанных ниже в формуле изобретения. Хотя композиции и способы описаны терминами охватывающие, содержащие или включающие, различные компоненты или этапы композиций и способов также могут состоять, по существу, из или состоять из различных компонентов и этапов. Всякий раз, когда описывается численный диапазон с нижним пределом и верхним пределом, любое число и любой включенный диапазон в пределах данного диапазона является конкретно раскрытым. В частности, каждый диапазон значений (в форме от а до Ъ или равнозначно а-Ъ), описанный в настоящем документе, следует понимать как указывающий на каждое число и диапазон в более широком диапазоне значений. Всякий раз, когда описан числовой диапазон, имеющий только конкретный нижний предел, имеющий только конкретный верхний предел, или конкретный верхний предел и конкретный нижний предел, данный диапазон также включает в себя любое числовое значение около заданного нижнего предела и/или заданного верхнего предела. Также термины в формуле изобретения имеют свое прямое обычное значение, если иное не определено недвусмысленно и ясно заявителем. Более того, элементы в единственном числе, используемые в формуле изобретения, определяются в настоящем документе как означающие один или несколько элементов, которые они вводят.
Claims (14)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ добычи нефти из нефтеносного пласта, включающий стадии, на которых закачивают в пласт углеводородсодержащий газ, содержащий по меньшей мере 70 мол.% метана, и простой эфир, содержащий от 2 до 4 атомов углерода, таким образом, чтобы обеспечивалось контактирование углеводородсодержащего газа и простого эфира с нефтью в нефтеносном пласте для смешивания углеводородсодержащего газа и простого эфира с нефтью; и извлекают нефть из пласта.
- 2. Способ по п.1, в котором пласт представляет собой подземный пласт.
- 3. Способ по п.2, в котором подземный пласт находится на глубине от 200 до 1500 м.
- 4. Способ по п.1 или по любому из пп. 2, 3, в котором закачивание углеводородсодержащего газа и простого эфира в пласт включает закачивание в пласт смеси углеводородсодержащего газа и простого эфира.
- 5. Способ по п.1 или по любому из пп. 2-4, в котором по меньшей мере часть углеводородсодержащего газа получают из пласта.
- 6. Способ по п.1 или по любому из пп. 2-5, в котором по меньшей мере часть простого эфира получают из пласта.
- 7. Способ по п.1 или по любому из пп. 2-6, в котором пластовое давление в том месте в пласте, где углеводородсодержащий газ и простой эфир приводят в контакт с нефтью в пласте, ниже минимального давления смешиваемости углеводородсодержащего газа с нефтью в пласте.
- 8. Способ по п.7, в котором пластовое давление в том месте в пласте, где углеводородсодержащий газ и простой эфир приводят в контакт с нефтью в пласте, выше минимального давления смешиваемости смеси углеводородсодержащего газа и простого эфира с нефтью.
- 9. Способ по п.1 или по любому из пп.2-8, в котором нефть в пласте имеет вязкость не более 15 сП до контактирования с углеводородсодержащим газом и простым эфиром.
- 10. Способ по п.1 или по любому из пп.2-9, в котором после закачивания в пласт углеводородсодержащего газа и простого эфира в пласт закачивают вытесняющую текучую среду.
- 11. Способ по п.10, в котором вытесняющая текучая среда представляет собой воду.
- 12. Способ по п.1 или по любому из пп.2-11, в котором простой эфир представляет собой диметиловый эфир.
- 13. Способ по п.1 или по любому из пп.2-12, в котором пласт имеет давление не более 45 МПа, или не более 40 МПа, или от 5 до 45 МПа, или от 10 до 40 МПа.
- 14. Способ по п.1, в котором простой эфир составляет по меньшей мере 5 мол.% от объединенных простого эфира и углеводородсодержащего газа, закачанных в пласт.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201161579523P | 2011-12-22 | 2011-12-22 | |
| PCT/US2012/070093 WO2013096198A1 (en) | 2011-12-22 | 2012-12-17 | Oil recovery process |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201400749A1 EA201400749A1 (ru) | 2014-11-28 |
| EA024787B1 true EA024787B1 (ru) | 2016-10-31 |
Family
ID=48653427
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201400749A EA024787B1 (ru) | 2011-12-22 | 2012-12-17 | Способ добычи нефти |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20130161010A1 (ru) |
| EP (1) | EP2794810B1 (ru) |
| CN (1) | CN104011169A (ru) |
| CA (1) | CA2859215A1 (ru) |
| EA (1) | EA024787B1 (ru) |
| MY (1) | MY167689A (ru) |
| WO (1) | WO2013096198A1 (ru) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8916042B2 (en) * | 2012-06-19 | 2014-12-23 | Baker Hughes Incorporated | Upgrading heavy oil and bitumen with an initiator |
| CA2983556A1 (en) * | 2015-05-12 | 2016-11-17 | Shell International Research Maatschappij B.V. | Process comprising analysing a flowing fluid |
| US20170218260A1 (en) * | 2016-01-28 | 2017-08-03 | Neilin Chakrabarty | DME Fracing |
| CN108979603A (zh) * | 2018-08-01 | 2018-12-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法 |
| US20240067866A1 (en) * | 2022-08-23 | 2024-02-29 | Saudi Arabian Oil Company | Ether and carbon dioxide mixtures to enhance hydrocarbon recovery from an underground formation |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4299286A (en) * | 1980-05-21 | 1981-11-10 | Texaco Inc. | Enhanced oil recovery employing blend of carbon dioxide, inert gas _and intermediate hydrocarbons |
| US4643253A (en) * | 1980-10-29 | 1987-02-17 | Ethyl Corporation | Oil recovery process |
| US4722396A (en) * | 1985-06-29 | 1988-02-02 | Huels Aktiengesellschaft | Process for oil recovery from subterranean reservoir rock formations |
| US6619396B1 (en) * | 2000-02-23 | 2003-09-16 | Japan Oil Development Co., Ltd. | Method of producing petroleum |
| WO2010002693A2 (en) * | 2008-07-02 | 2010-01-07 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2859818A (en) | 1956-08-20 | 1958-11-11 | Pan American Petroleum Corp | Method of recovering petroleum |
| US3830301A (en) * | 1972-11-16 | 1974-08-20 | Union Oil Co | Miscible flooding process using methane-enriched soluble oil |
| US3850245A (en) * | 1973-05-04 | 1974-11-26 | Texaco Inc | Miscible displacement of petroleum |
| US4007785A (en) * | 1974-03-01 | 1977-02-15 | Texaco Inc. | Heated multiple solvent method for recovering viscous petroleum |
| US4022278A (en) * | 1975-11-05 | 1977-05-10 | Texaco Inc. | Recovery of oil by a vertical miscible flood |
| US4557330A (en) * | 1983-07-05 | 1985-12-10 | Standard Oil Company | Miscible flooding with displacing fluid containing additive compositions |
| US5711373A (en) * | 1995-06-23 | 1998-01-27 | Exxon Production Research Company | Method for recovering a hydrocarbon liquid from a subterranean formation |
| US7707013B2 (en) * | 2005-12-05 | 2010-04-27 | Shell Oil Company | Method for estimating minimum miscibility enrichment |
| US20120037363A1 (en) * | 2007-05-10 | 2012-02-16 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| US8727006B2 (en) * | 2010-05-04 | 2014-05-20 | Petroleum Habitats, Llc | Detecting and remedying hydrogen starvation of catalytic hydrocarbon generation reactions in earthen formations |
-
2012
- 2012-12-17 EA EA201400749A patent/EA024787B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-12-17 CN CN201280063177.5A patent/CN104011169A/zh active Pending
- 2012-12-17 CA CA2859215A patent/CA2859215A1/en not_active Abandoned
- 2012-12-17 MY MYPI2014701467A patent/MY167689A/en unknown
- 2012-12-17 EP EP12859541.0A patent/EP2794810B1/en not_active Not-in-force
- 2012-12-17 WO PCT/US2012/070093 patent/WO2013096198A1/en active Application Filing
- 2012-12-18 US US13/718,880 patent/US20130161010A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4299286A (en) * | 1980-05-21 | 1981-11-10 | Texaco Inc. | Enhanced oil recovery employing blend of carbon dioxide, inert gas _and intermediate hydrocarbons |
| US4643253A (en) * | 1980-10-29 | 1987-02-17 | Ethyl Corporation | Oil recovery process |
| US4722396A (en) * | 1985-06-29 | 1988-02-02 | Huels Aktiengesellschaft | Process for oil recovery from subterranean reservoir rock formations |
| US6619396B1 (en) * | 2000-02-23 | 2003-09-16 | Japan Oil Development Co., Ltd. | Method of producing petroleum |
| WO2010002693A2 (en) * | 2008-07-02 | 2010-01-07 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN104011169A (zh) | 2014-08-27 |
| EP2794810A1 (en) | 2014-10-29 |
| EP2794810B1 (en) | 2017-11-15 |
| US20130161010A1 (en) | 2013-06-27 |
| EP2794810A4 (en) | 2015-07-08 |
| CA2859215A1 (en) | 2013-06-27 |
| EA201400749A1 (ru) | 2014-11-28 |
| MY167689A (en) | 2018-09-21 |
| WO2013096198A1 (en) | 2013-06-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Alagorni et al. | An overview of oil production stages: enhanced oil recovery techniques and nitrogen injection | |
| US9784081B2 (en) | Oil recovery process | |
| US10024149B2 (en) | Method for CO2 EOR and storage and use thereof | |
| Sahin et al. | A quarter century of progress in the application of CO2 immiscible EOR project in Bati Raman heavy oil field in Turkey | |
| US20150198027A1 (en) | Anti-retention agent in steam-solvent oil recovery | |
| EA032858B1 (ru) | Способ разрыва пласта в месторождении | |
| EA024787B1 (ru) | Способ добычи нефти | |
| Seyyedi et al. | Experimental investigation of the coupling impacts of new gaseous phase formation and wettability alteration on improved oil recovery by CWI | |
| Emadi et al. | Reducing heavy oil carbon footprint and enhancing production through CO2 injection | |
| Dong et al. | A laboratory study on near-miscible CO2 injection in Steelman reservoir | |
| US20140000884A1 (en) | Petroleum recovery process and system | |
| US20140000882A1 (en) | Petroleum recovery process and system | |
| US20140000879A1 (en) | Petroleum recovery process and system | |
| US20140000883A1 (en) | Petroleum recovery process and system | |
| Han | Optimum Water-Alternating-Gas (CO2-WAG) Injection in the Bakken Formation | |
| Mohsenzadeh et al. | The effects of CO2 concentration in flue gas injection for heavy oil recovery from fractured reservoirs during GOGD process | |
| Li | Optimum Timing for CO2-EOR After Waterflooding and Soaking Effect on Miscible CO2 Flooding in a Tight Sandstone Formation | |
| Zhang et al. | Experimental investigation of immiscible gas process performance for medium oil | |
| RU2457322C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| Sie | Hydrocarbon gas injection for improving oil recovery in tight and shale oil reservoirs | |
| Nazarian et al. | Method for CO 2 EOR and storage and use thereof | |
| Almeida et al. | Reservoir Engineering Study of CO2 Enhanced Oil Recovery for the Nipa 100 Field, Venezuela | |
| EP2994517B1 (en) | Method for co2 eor | |
| Hematpur et al. | Experimental Investigation on Factors Affecting Oil Recovery Efficiency during Solvent Flooding in Low Viscosity Oil Using Five-Spot Glass Micromodel |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |