EA027516B1 - Petroleum recovery process and system - Google Patents
Petroleum recovery process and system Download PDFInfo
- Publication number
- EA027516B1 EA027516B1 EA201500059A EA201500059A EA027516B1 EA 027516 B1 EA027516 B1 EA 027516B1 EA 201500059 A EA201500059 A EA 201500059A EA 201500059 A EA201500059 A EA 201500059A EA 027516 B1 EA027516 B1 EA 027516B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- oil
- composition
- reservoir
- miscible
- formation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 63
- 238000004391 petroleum recovery Methods 0.000 title 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 360
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 171
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 167
- QMMFVYPAHWMCMS-UHFFFAOYSA-N Dimethyl sulfide Chemical compound CSC QMMFVYPAHWMCMS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 129
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 31
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 53
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 50
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 50
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 35
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 28
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 20
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 12
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 10
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 8
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 235000010443 alginic acid Nutrition 0.000 claims description 4
- 229920000615 alginic acid Polymers 0.000 claims description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 4
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 4
- PBOSTUDLECTMNL-UHFFFAOYSA-N lauryl acrylate Chemical compound CCCCCCCCCCCCOC(=O)C=C PBOSTUDLECTMNL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 4
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 claims description 2
- 150000004781 alginic acids Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims description 2
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 claims description 2
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 claims description 2
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 claims description 2
- 229920001467 poly(styrenesulfonates) Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 claims description 2
- 239000011970 polystyrene sulfonate Substances 0.000 claims description 2
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims description 2
- 235000019422 polyvinyl alcohol Nutrition 0.000 claims description 2
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 claims description 2
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 2
- 229940117913 acrylamide Drugs 0.000 claims 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 4
- 238000009472 formulation Methods 0.000 abstract 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 477
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 153
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 42
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 34
- YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N Dichloromethane Chemical compound ClCCl YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 30
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 25
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 22
- XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acetate Chemical compound CCOC(C)=O XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 21
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 19
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 18
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 18
- HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N Chloroform Chemical compound ClC(Cl)Cl HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 17
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical group CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical class [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 16
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 16
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 16
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 14
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 13
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 9
- 229960001701 chloroform Drugs 0.000 description 9
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 9
- 229940078552 o-xylene Drugs 0.000 description 9
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 9
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 7
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N tetrahydrofuran Natural products C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 6
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 6
- -1 CO 2 Substances 0.000 description 5
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N Dimethyl ether Chemical compound COC LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N carbon disulfide-14c Chemical compound S=[14C]=S QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 239000004200 microcrystalline wax Substances 0.000 description 4
- 235000019808 microcrystalline wax Nutrition 0.000 description 4
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 4
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 4
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 3
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 3
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 3
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 3
- 230000001483 mobilizing effect Effects 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 3
- 239000013557 residual solvent Substances 0.000 description 3
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical class O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 3
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 3
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 2
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 2
- 229940093499 ethyl acetate Drugs 0.000 description 2
- 229920001038 ethylene copolymer Polymers 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 2
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 2
- 239000012044 organic layer Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 2
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003109 Karl Fischer titration Methods 0.000 description 1
- 101100284369 Neurospora crassa (strain ATCC 24698 / 74-OR23-1A / CBS 708.71 / DSM 1257 / FGSC 987) has-1 gene Proteins 0.000 description 1
- 241001327682 Oncorhynchus mykiss irideus Species 0.000 description 1
- 241000283973 Oryctolagus cuniculus Species 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 231100000460 acute oral toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 231100000293 acute skin toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 231100000403 acute toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 230000007059 acute toxicity Effects 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013068 control sample Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000003498 natural gas condensate Substances 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- SNOOUWRIMMFWNE-UHFFFAOYSA-M sodium;6-[(3,4,5-trimethoxybenzoyl)amino]hexanoate Chemical compound [Na+].COC1=CC(C(=O)NCCCCCC([O-])=O)=CC(OC)=C1OC SNOOUWRIMMFWNE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 210000002105 tongue Anatomy 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 238000001291 vacuum drying Methods 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
- 230000004580 weight loss Effects 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
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к способу извлечения нефти из пласта, в частности настоящее изобретение относится к способу повышения нефтеотдачи пласта.The present invention relates to a method for extracting oil from a formation, in particular, the present invention relates to a method for enhancing oil recovery.
Уровень техникиState of the art
При извлечении нефти из подземных пластов с помощью способов первичного извлечения, 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 первичного извлечения, может быть добыта с помощью способов повышения или улучшения нефтеотдачи пласта (ΕΘΚ). Способы повышения нефтеотдачи включают заводнение. Способы ΕΘΚ включают термические способы ΕΘΚ, способы ΕΘΚ вытеснения смешивающимися агентами и химические способы ΕΘΚ. В термических способах ΕΘΚ используют нагревание нефти в пласте для понижения вязкости нефти в пласте, благодаря чему происходит мобилизация нефти для извлечения. Нагнетание водяного пара в пласт и создание в пласте движущегося очага горения являются распространенными термическими способами ΕΘΚ. Способ ΕΘΚ вытеснения смешивающимися агентами включает закачивание в нефтеносный пласт соединения или смеси, которые являются смешивающимися с нефтью в пласте, для смешивания с нефтью и уменьшения вязкости нефти, понижения ее поверхностного натяжения и увеличения объема нефти, благодаря чему происходит мобилизация нефти для извлечения. Закачиваемое соединение или смесь должно быть намного легче и менее вязким, чем нефть в пласте, - типичными соединениями для использования в качестве смешивающихся агентов ΕΘΚ являются газы, такие как СО2, азот или газообразный углеводород, такой как метан. Химический способ ΕΘΚ включает закачивание водных щелочных растворов или поверхностно-активных веществ в пласт и/или закачивание полимеров в пласт. Агент химического способа ΕΘΚ может вытеснять нефть из породы в пласте или свободную нефть, удерживаемую в порах породы в пласте, за счет понижения межфазного поверхностного натяжения между нефтью и закачанной водой до очень низких значений, тем самым позволяя удерживаемым каплям нефти деформироваться и проходить через поры породы с образованием нефтяного вала. Полимер может использоваться для повышения вязкости воды, чтобы вытеснять образованный нефтяной вал к добывающей скважине для извлечения.When recovering oil from underground formations using primary recovery methods using natural reservoir pressure to produce oil, only a fraction of the oil in the formation can be extracted. Part of the oil that cannot be produced from the reservoir using primary recovery methods can be produced using methods to increase or improve oil recovery (ΕΘΚ). Oil recovery enhancement methods include water flooding. Methods ΕΘΚ include thermal methods ΕΘΚ, methods ΕΘΚ displacement by miscible agents, and chemical methods ΕΘΚ. In thermal methods ΕΘΚ, oil is heated in the reservoir to lower the viscosity of the oil in the reservoir, which results in the mobilization of oil for recovery. The injection of water vapor into the formation and the creation of a moving combustion zone in the formation are common thermal methods ΕΘΚ. The method of нения displacement by miscible agents involves injecting compounds or mixtures that are miscible with oil in the oil reservoir into the oil reservoir to mix with the oil and reduce the viscosity of the oil, lower its surface tension and increase the volume of oil, thereby mobilizing the oil for extraction. The injected compound or mixture should be much lighter and less viscous than oil in the reservoir — typical compounds for use as miscible agents ΕΘΚ are gases such as CO 2 , nitrogen or gaseous hydrocarbons such as methane. Chemical method ΕΘΚ involves injecting aqueous alkaline solutions or surfactants into the formation and / or injecting polymers into the formation. The agent of the chemical method нефть can displace oil from the rock in the reservoir or free oil held in the pores of the rock in the reservoir by lowering the interfacial surface tension between the oil and the injected water to very low values, thereby allowing the retained drops of oil to deform and pass through the pores of the rock with the formation of an oil shaft. The polymer can be used to increase the viscosity of the water in order to displace the formed oil shaft to the production well for recovery.
Относительно новые способы ΕΘΚ включают закачивание химических растворителей в нефтеносный пласт с целью мобилизации нефти для извлечения из пласта. Нефть в пласте, по меньшей мере, частично растворима в таких растворителях, которые, как правило, имеют существенно более низкую вязкость, чем нефть. Нефть и химический растворитель могут смешиваться в пласте аналогично газообразному смешивающемуся агенту ΕΘΚ, понижая вязкость нефти, уменьшая поверхностное натяжение нефти и увеличивая объем нефти, благодаря чему происходит мобилизация нефти для добычи из пласта. Химические растворители, которые используются для этой цели, включают сероуглерод и простой диметиловый эфир.Relatively new methods ΕΘΚ include pumping chemical solvents into the oil reservoir to mobilize oil for recovery. The oil in the formation is at least partially soluble in solvents that typically have a significantly lower viscosity than oil. Oil and a chemical solvent can mix in the reservoir similarly to the gaseous mixing agent ΕΘΚ, lowering the viscosity of the oil, reducing the surface tension of the oil and increasing the volume of oil, thereby mobilizing oil for production from the reservoir. Chemical solvents that are used for this purpose include carbon disulfide and dimethyl ether.
Желательны улучшения существующих способов ΕΘΚ с использованием химических растворителей. Например, желательны способы ΕΘΚ с использованием химических растворителей, которые повышают извлечение нефти из пласта при сведении к минимуму закисления пласта, потери агента ΕΘΚ из-за его растворимости в пластовых водах и при исключении необходимости очистки пласта в результате токсичности композиции ΕΘΚImprovements to existing methods ΕΘΚ using chemical solvents are desirable. For example, methods ΕΘΚ using chemical solvents that increase oil recovery from the formation while minimizing acidification of the formation, loss of agent ΕΘΚ due to its solubility in formation waters and eliminating the need to clean the formation due to toxicity of the composition ΕΘΚ are desirable
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
В одном аспекте настоящее изобретение относится к способу извлечения нефти, в котором обеспечивают композицию для извлечения нефти, которая содержит по меньшей мере 75 мол.% диметилсульфида и которая является смешивающейся при первом контакте с жидкой фазой нефти; вводят композицию для извлечения нефти в нефтеносный пласт;In one aspect, the present invention relates to a method for oil recovery, which provides a composition for oil recovery, which contains at least 75 mol.% Dimethyl sulfide and which is miscible upon first contact with the liquid phase of the oil; introducing a composition for extracting oil into the oil reservoir;
осуществляют контактирование композиции для извлечения нефти с нефтью в пласте;contacting the composition for oil recovery with oil in the formation;
вводят не смешивающуюся с нефтью композицию в нефтеносный пласт после введения композиции для извлечения нефти в пласт; и добывают нефть из пласта после введения в пласт не смешивающейся с нефтью композиции.introducing a non-miscible oil composition into the oil reservoir after introducing the oil recovery composition into the reservoir; and oil is produced from the formation after the introduction of a composition not miscible with oil into the formation.
В другом аспекте настоящее изобретение относится к системе, содержащей композицию для извлечения нефти, содержащую по меньшей мере 75 мол.% диметилсульфида, которая является смешивающейся при первом контакте с жидкой фазой нефти;In another aspect, the present invention relates to a system comprising an oil recovery composition comprising at least 75 mol% of dimethyl sulfide, which is miscible upon first contact with the liquid phase of the oil;
не смешивающуюся с нефтью композицию, выбранную из группы, состоящей из водного раствора полимера, воды в газообразной или жидкой форме, углекислого газа при давлении ниже его минимального давления смешиваемости с нефтью в пласте, азота при давлении ниже его минимального давления смешиваемости с нефтью в пласте, воздуха, и их смесей;a non-miscible oil composition selected from the group consisting of an aqueous polymer solution, water in gaseous or liquid form, carbon dioxide at a pressure below its minimum miscibility pressure with oil in the formation, nitrogen at a pressure below its minimum miscibility pressure with oil in the formation, air, and mixtures thereof;
нефтеносный пласт;oil reservoir;
средство для введения композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт;means for introducing a composition for extracting oil into the oil reservoir;
средство для введения не смешивающейся с нефтью композиции в нефтеносный пласт после введения композиции для извлечения нефти в пласт; и средство для добычи нефти из нефтеносного пласта после введения в пласт не смешивающейся с нефтью композиции.means for introducing a non-miscible oil composition into the oil reservoir after introducing the oil recovery composition into the reservoir; and means for extracting oil from the oil reservoir after introducing into the reservoir is not miscible with oil composition.
- 1 027516- 1 027516
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
На фиг. 1 представлена иллюстрация системы добычи нефти в соответствии с настоящим изобретением.In FIG. 1 is an illustration of an oil production system in accordance with the present invention.
На фиг. 2 представлена схема расположения скважин для добычи нефти в соответствии с системой и способом настоящего изобретения.In FIG. 2 shows an arrangement of wells for oil production in accordance with the system and method of the present invention.
На фиг. 3 представлена схема расположения скважин для добычи нефти в соответствии с системой и способом настоящего изобретения.In FIG. 3 is an arrangement of oil production wells in accordance with the system and method of the present invention.
На фиг. 4 представлен график, иллюстрирующий извлечение нефти из нефтеносных песков при 30°С при использовании различных растворителей.In FIG. 4 is a graph illustrating oil recovery from oil sands at 30 ° C. using various solvents.
На фиг. 5 представлен график, иллюстрирующий извлечение нефти из нефтеносных песков при 10°С при использовании различных растворителей.In FIG. 5 is a graph illustrating oil recovery from oil sands at 10 ° C. using various solvents.
На фиг. 6 представлен график, иллюстрирующий влияние увеличения концентрации диметилсульфида на понижение вязкости западноафриканской парафинистой сырой нефти.In FIG. 6 is a graph illustrating the effect of an increase in dimethyl sulfide concentration on a decrease in viscosity of West African paraffinic crude oil.
На фиг. 7 представлен график, иллюстрирующий влияние увеличения концентрации диметилсульфида на понижение вязкости ближневосточной асфальтеновой сырой нефти.In FIG. 7 is a graph illustrating the effect of an increase in dimethyl sulfide concentration on a decrease in viscosity of Middle Eastern asphaltene crude oil.
На фиг. 8 представлен график, иллюстрирующий влияние увеличения концентраций диметилсульфида на понижение вязкости канадской асфальтеновой сырой нефти.In FIG. 8 is a graph illustrating the effect of increasing dimethyl sulfide concentrations on lowering the viscosity of Canadian asphaltene crude oil.
Осуществление изобретенияThe implementation of the invention
Настоящее изобретение относится к способу и системе для повышения нефтеотдачи нефтеносного пласта при использовании композиции для извлечения нефти, содержащей по меньшей мере 75 мол.% диметилсульфида. Композиция для извлечения нефти является смешивающейся при первом контакте с жидкофазными нефтяными композициями, и, в частности, является смешивающейся при первом контакте с нефтью в нефтеносном пласте, так что непосредственно после введения в пласт композиция для извлечения нефти может полностью смешаться с нефтью, с которой она контактирует в пласте. Композиция для извлечения нефти может иметь очень низкую вязкость, так что непосредственно после смешивания с нефтью, с которой она контактирует в пласте, может быть получена смесь нефти и композиции для извлечения нефти, имеющая значительно более низкую вязкость по сравнению с нефтью, изначально присутствующей на месте залегания в пласте. Смесь нефти и композиции для извлечения нефти может быть мобилизована для перемещения через пласт, частично благодаря пониженной вязкости смеси по сравнению с нефтью, изначально присутствующей на месте залегания в пласте, при этом мобилизованная нефть может добываться из пласта, благодаря чему осуществляется извлечение нефти из пласта. Не смешивающуюся с нефтью композицию вводят в пласт после введения композиции для извлечения нефти для вытеснения смеси мобилизованной нефти и композиции для извлечения нефти через пласт для добычи.The present invention relates to a method and system for enhancing oil recovery in an oil reservoir using an oil recovery composition comprising at least 75 mol% of dimethyl sulfide. The oil recovery composition is miscible upon first contact with the liquid phase oil compositions, and in particular is miscible upon first contact with the oil in the oil reservoir, so that immediately after injection into the formation, the oil recovery composition can be completely mixed with the oil with which it is contacts in the reservoir. The oil recovery composition may have a very low viscosity, so that immediately after mixing with the oil it is in contact with in the formation, a mixture of oil and oil recovery composition having a much lower viscosity than the oil initially present in situ can be obtained bedding in the reservoir. A mixture of oil and oil recovery composition can be mobilized to move through the reservoir, partly due to the reduced viscosity of the mixture compared to the oil that was initially present at the bed in the reservoir, while the mobilized oil can be extracted from the reservoir, thereby extracting oil from the reservoir. A non-miscible oil composition is injected into the formation after the introduction of the oil recovery composition to displace the mixture of mobilized oil and the oil recovery composition through the production formation.
Некоторые термины, употребляемые в настоящем документе, определяются следующим образом.Some of the terms used in this document are defined as follows.
Асфальтены, как употребляется в настоящем документе, определяются как углеводороды, которые являются нерастворимыми в н-гептане и растворимыми в толуоле при стандартной температуре и давлении.Asphaltenes, as used herein, are defined as hydrocarbons that are insoluble in n-heptane and soluble in toluene at standard temperature and pressure.
Смешивающиеся, как употребляется в настоящем документе, обозначает способность двух или более веществ, композиций или жидкостей быть смешанными в любом соотношении без разделения на две или более фазы.Miscible, as used herein, means the ability of two or more substances, compositions or liquids to be mixed in any ratio without separation into two or more phases.
При функционировании соединенный по текучей среде или при функционировании связанный по текучей среде, как употребляется в настоящем документе, обозначает связь между двумя или более элементами, в которой элементы связаны напрямую или опосредованно, что дает возможность прямого или опосредованного потока текучей среды между элементами. Употребляемый в настоящем документе термин поток текучей среды относится к потоку газа или жидкости.In operation, fluid coupled or in operation, fluid coupled, as used herein, means a bond between two or more elements in which the elements are connected directly or indirectly, which allows a direct or indirect flow of fluid between the elements. As used herein, the term fluid stream refers to a stream of gas or liquid.
Нефть, как употребляется в настоящем документе, обозначает встречающуюся в природе смесь углеводородов, как правило, в жидком состоянии, которая может также включать в себя соединения серы, азота, кислорода и металлов.Oil, as used herein, refers to a naturally occurring mixture of hydrocarbons, typically in a liquid state, which may also include sulfur, nitrogen, oxygen and metal compounds.
Остаток, как потребляется в настоящем документе, относится к нефтяным компонентам, которые имеют интервалы температур кипения свыше 538°С (1000°Р) при 0,101 МПа, определяемые методом ΑδΤΜ Ό7169.The remainder, as consumed in this document, refers to oil components that have boiling ranges over 538 ° C (1000 ° P) at 0.101 MPa, determined by the ΑδΤΜ Ό7169 method.
Композиция для извлечения нефти, предназначенная для использования в способе или системе настоящего изобретения, содержит по меньшей мере 75 мол.% диметилсульфида. Композиция для извлечения нефти может содержать по меньшей мере 80 мол.%, или по меньшей мере 85 мол.%, или по меньшей мере 90 мол.%, или по меньшей мере 95 мол.%, или по меньшей мере 97 мол.%, или по меньшей мере 99 мол.% диметилсульфида. Композиция для извлечения нефти может содержать по меньшей мере 75 об.%, или по меньшей мере 80 об.%, или по меньшей мере 85 об.%, или по меньшей мере 90 об.%, или по меньшей мере 95 об.%, или по меньшей мере 97 об.%, или по меньшей мере 99 об.% диметилсульфида. Композиция для извлечения нефти может содержать по меньшей мере 75 мас.%, или по меньшей мере 80 мас.%, или по меньшей мере 85 мас.%, или по меньшей мере 90 мас.%, или по меньшей мере 95 мас.%, или по меньшей мере 97 мас.%, или по меньшей мере 99 мас.% диметилсульфида. КомпозицияAn oil recovery composition for use in the method or system of the present invention contains at least 75 mol% of dimethyl sulfide. The oil recovery composition may contain at least 80 mol%, or at least 85 mol%, or at least 90 mol%, or at least 95 mol%, or at least 97 mol%, or at least 99 mol% of dimethyl sulfide. The oil recovery composition may contain at least 75 vol.%, Or at least 80 vol.%, Or at least 85 vol.%, Or at least 90 vol.%, Or at least 95 vol.%, or at least 97 vol.%, or at least 99 vol.% dimethyl sulfide. The oil recovery composition may contain at least 75 wt.%, Or at least 80 wt.%, Or at least 85 wt.%, Or at least 90 wt.%, Or at least 95 wt.%, or at least 97 wt.%, or at least 99 wt.% dimethyl sulfide. Composition
- 2 027516 для извлечения нефти может состоять существенным образом из диметилсульфида или может состоять из диметилсульфида.- 2 027516 for oil recovery may consist essentially of dimethyl sulfide or may consist of dimethyl sulfide.
Композиция для извлечения нефти, предназначенная для использования в способе или системе настоящего изобретения, может содержать один или несколько сорастворителей, которые образуют смесь с диметилсульфидом в композиции для извлечения нефти. Один или несколько сорастворителей предпочтительно являются смешивающимися с диметилсульфидом. Один или несколько сорастворителей могут быть выбраны из группы, состоящей из о-ксилола, толуола, сероуглерода, дихлорметана, трихлорметана, С3-С8 алифатических и ароматических углеводородов, конденсатов природного газа, сероводорода, дизельного топлива, керосина, простого диметилового эфира и их смесей.An oil recovery composition for use in a method or system of the present invention may contain one or more cosolvents that form a mixture with dimethyl sulfide in the oil recovery composition. One or more cosolvents are preferably miscible with dimethyl sulfide. One or more cosolvents may be selected from the group consisting of o-xylene, toluene, carbon disulfide, dichloromethane, trichloromethane, C 3 -C 8 aliphatic and aromatic hydrocarbons, natural gas condensates, hydrogen sulfide, diesel fuel, kerosene, dimethyl ether and their mixtures.
Композиция для извлечения нефти, предназначенная для использования в способе или системе настоящего изобретения, является смешивающейся при первом контакте с жидкофазными нефтяными композициями, предпочтительно с любой жидкофазной нефтяной композицией. В жидкой фазе или в газовой фазе композиция для извлечения нефти может быть смешивающейся при первом контакте с сырыми нефтями, включающими тяжелые сырые нефти, средние сырые нефти и легкие сырые нефти, и может быть смешивающейся при первом контакте в жидкой фазе или в газовой фазе с нефтью в нефтесодержащем пласте. Композиция для извлечения нефти может быть смешивающейся при первом контакте с углеводородной композицией, например, жидкой фазой сырой нефти, которая содержит по меньшей мере 25 мас.%, или по меньшей мере 30 мас.%, или по меньшей мере 35 мас.%, или по меньшей мере 40 мас.% углеводородов, которые имеют температуру кипения по меньшей мере 538°С (1000°Р), определенную методом ΑδΤΜ Ό7169. Композиция для извлечения нефти может быть смешивающейся при первом контакте с жидкой фазой остатка и с жидкой фазой асфальтенов в содержащей углеводороды композиции, например сырой нефти. Композиция для извлечения нефти может быть смешивающейся при первом контакте с углеводородной композицией, которая содержит менее 25 мас.%, или менее 20 мас.%, или менее 15 мас.%, или менее 10 мас.%, или менее 5 мас.% углеводородов, которые имеют температуру кипения по меньшей мере 538°С (1000°Р), определенную методом ΑδΤΜ Ό7169. Композиция для извлечения нефти может быть смешивающейся при первом контакте с С3-С8 алифатическими и ароматическими углеводородами, содержащими менее 5 мас.% кислорода, менее 10 мас.% серы и менее 5 мас.% азота.An oil recovery composition for use in a method or system of the present invention is miscible upon first contact with liquid phase oil compositions, preferably with any liquid phase oil composition. In the liquid phase or in the gas phase, the oil recovery composition may be miscible upon first contact with crude oils, including heavy crude oils, medium crude oils and light crude oils, and may be miscible upon first contact in the liquid phase or in the gas phase with oil in an oily reservoir. The oil recovery composition may be miscible upon first contact with the hydrocarbon composition, for example, the liquid phase of a crude oil that contains at least 25 wt.%, Or at least 30 wt.%, Or at least 35 wt.%, Or at least 40 wt.% hydrocarbons that have a boiling point of at least 538 ° C (1000 ° P), determined by the method ΑδΤΜ Ό7169. The oil recovery composition may be miscible upon first contact with the liquid phase of the residue and with the liquid phase of asphaltenes in a hydrocarbon containing composition, for example, crude oil. The oil recovery composition may be miscible upon first contact with a hydrocarbon composition that contains less than 25 wt.%, Or less than 20 wt.%, Or less than 15 wt.%, Or less than 10 wt.%, Or less than 5 wt.% Hydrocarbons which have a boiling point of at least 538 ° C (1000 ° P), determined by the method ΑδΑ Ό7169. The oil recovery composition may be miscible upon first contact with C 3 -C 8 aliphatic and aromatic hydrocarbons containing less than 5 wt.% Oxygen, less than 10 wt.% Sulfur and less than 5 wt.% Nitrogen.
Композиция для извлечения нефти может быть смешивающейся при первом контакте с углеводородными композициями, например, сырой нефтью или жидкой фазой нефти в широком диапазоне вязкостей. Композиция для извлечения нефти может быть смешивающейся при первом контакте с углеводородной композицией, имеющей низкую или умеренно низкую вязкость. Композиция для извлечения нефти может быть смешивающейся при первом контакте с углеводородной композицией, например, жидкой фазой нефти, имеющей динамическую вязкость не более 1000 мПа-с (1000 сП), или не более 500 мПа-с (500 сП), или не более 100 мПа-с (100 сП) при 25°С. Композиция для извлечения нефти также может быть смешивающейся при первом контакте с углеводородной композицией, имеющей умеренно высокую или высокую вязкость. Композиция для извлечения нефти может быть смешивающейся при первом контакте с углеводородной композицией, например, жидкой фазой нефти, имеющей динамическую вязкость по меньшей мере 1000 мПа-с (1000 сП), или по меньшей мере 5000 мПа-с (5000 сП), или по меньшей мере 10000 мПа-с (10000 сП), или по меньшей мере 50000 мПа-с (50000 сП), или по меньшей мере 100000 мПа-с (100000 сП), или по меньшей мере 500000 мПа-с (500000 сП) при 25°С. Композиция для извлечения нефти может быть смешивающейся при первом контакте с углеводородной композицией, например, жидкой фазой нефти, имеющей динамическую вязкость от 1 мПа-с (1 сП) до 5000000 мПа-с (5000000 сП), или от 100 мПа-с (100 сП) до 1000000 мПа-с (1000000 сП), или от 500 мПа-с (500 сП) до 500000 мПа-с (500000 сП), или от 1000 мПа-с (1000 сП) до 100000 мПа-с (100000 сП) при 25°С.The oil recovery composition may be miscible upon first contact with hydrocarbon compositions, for example, crude oil or a liquid oil phase in a wide range of viscosities. The oil recovery composition may be miscible upon first contact with a hydrocarbon composition having a low or moderately low viscosity. The oil recovery composition may be miscible upon first contact with the hydrocarbon composition, for example, the liquid phase of the oil having a dynamic viscosity of not more than 1000 mPa-s (1000 cP), or not more than 500 mPa-s (500 cP), or not more than 100 MPa-s (100 cP) at 25 ° C. The oil recovery composition may also be miscible upon first contact with a hydrocarbon composition having a moderately high or high viscosity. The oil recovery composition may be miscible upon first contact with the hydrocarbon composition, for example, a liquid oil phase having a dynamic viscosity of at least 1000 mPa-s (1000 cP), or at least 5000 mPa-s (5000 cP), or at least 10,000 mPa-s (10,000 cP), or at least 50,000 mPa-s (50,000 cP), or at least 100,000 mPa-s (100,000 cP), or at least 500,000 mPa-s (500,000 cP) at 25 ° C. The oil recovery composition may be miscible upon first contact with the hydrocarbon composition, for example, a liquid oil phase having a dynamic viscosity of from 1 MPa-s (1 cP) to 5,000,000 MPa-s (5,000,000 cP), or from 100 MPa-s (100 cP) up to 1,000,000 mPa-s (1,000,000 cP), or from 500 mPa-s (500 cP) to 500,000 mPa-s (500,000 cP), or from 1,000 mPa-s (1000 cP) to 100,000 mPa-s (100,000 cP ) at 25 ° C.
Композиция для извлечения нефти, предназначенная для использования в способе или системе настоящего изобретения, предпочтительно имеет низкую вязкость. Композиция для извлечения нефти может быть текучей средой, имеющей динамическую вязкость не более 0,35 мПа-с (0,35 сП), или не более 0,3 мПа-с (0,3 сП), или не более 0,285 мПа-с (0,285 сП) при температуре 25°С.The oil recovery composition for use in the method or system of the present invention preferably has a low viscosity. The oil recovery composition may be a fluid having a dynamic viscosity of not more than 0.35 mPa-s (0.35 cP), or not more than 0.3 mPa-s (0.3 cP), or not more than 0.285 mPa-s (0.285 cP) at a temperature of 25 ° C.
Композиция для извлечения нефти, предназначенная для использования в способе или системе настоящего изобретения, имеет относительно низкую плотность. Композиция для извлечения нефти может иметь плотность не более 0,9 г/см3 или не более 0,85 г/см3.An oil recovery composition for use in the method or system of the present invention has a relatively low density. The oil recovery composition may have a density of not more than 0.9 g / cm 3 or not more than 0.85 g / cm 3 .
Композиция для извлечения нефти, предназначенная для использования в способе или системе настоящего изобретения, имеет относительно высокую плотность энергии когезии. Композиция для извлечения нефти, предназначенная для использования в способе или системе настоящего изобретения, может иметь плотность энергии когезии от 300 до 410 Па или от 320 до 400 Па.An oil recovery composition for use in a method or system of the present invention has a relatively high cohesion energy density. An oil recovery composition for use in a method or system of the present invention may have a cohesive energy density of 300 to 410 Pa or 320 to 400 Pa.
Композиция для извлечения нефти, предназначенная для использования в способе или системе настоящего изобретения, предпочтительно является относительно нетоксичной или является нетоксичной. Композиция для извлечения нефти может иметь токсичность в водной среде ЬС50 (радужная форель) более 200 мг/л при 96-часовом воздействии. Композиция для извлечения нефти может иметь острую пероральную токсичность ЬП50 (мышь и крыса) от 535 до 3700 мг/кг, острую кожную токсичность ЬП50 (кролик) более 5000 мг/кг, и острую токсичность при вдыхании ЬС50 (крыса) 40250 ч/млн при 4-часовом воз- 3 027516 действии.The oil recovery composition for use in the method or system of the present invention is preferably relatively non-toxic or non-toxic. The oil recovery composition may have an aquatic toxicity of Lc 50 (rainbow trout) of more than 200 mg / L with a 96-hour exposure. The oil recovery composition may have an acute oral toxicity of LP 50 (mouse and rat) of 535 to 3700 mg / kg, acute skin toxicity of LP 50 (rabbit) of more than 5000 mg / kg, and acute toxicity by inhalation of LP 50 (rat) 40 250 h ppm at 4 hours exposure 3 027516.
В способе настоящего изобретения композицию для извлечения нефти вводят в нефтеносный пласт, и система настоящего изобретения включает в себя нефтеносный пласт. Нефтеносный пласт содержит нефть, которая может быть выделена и добыта из пласта после контактирования и смешивания с композицией для извлечения нефти. Нефть нефтесодержащего пласта является смешивающейся при первом контакте с композицией для извлечения нефти. Нефть нефтесодержащего пласта может быть тяжелой нефтью, содержащей по меньшей мере 25 мас.%, или по меньшей мере 30 мас.%, или по меньшей мере 35 мас.%, или по меньшей мере 40 мас.% углеводородов, имеющих температуру кипения по меньшей мере 538°С (1000°Р), определенную в соответствии с методом ΑδΤΜ Ό7169. Тяжелая нефть может содержать по меньшей мере 20 мас.% остатка, или по меньшей мере 25 мас.% остатка, или по меньшей мере 30 мас.% остатка. Тяжелая нефть может иметь содержание асфальтенов по меньшей мере 5 мас.%, или по меньшей мере 10 мас.%, или по меньшей мере 15 мас.%.In the method of the present invention, the oil recovery composition is introduced into the oil reservoir, and the system of the present invention includes an oil reservoir. The oil reservoir contains oil that can be extracted and produced from the reservoir after contacting and mixing with the composition for oil recovery. The oil of the oil containing formation is miscible upon first contact with the oil recovery composition. The oil of the oil containing formation may be heavy oil containing at least 25 wt.%, Or at least 30 wt.%, Or at least 35 wt.%, Or at least 40 wt.% Hydrocarbons having a boiling point of at least at least 538 ° С (1000 ° Р), determined in accordance with the ΑδΤΜ ΤΜ7169 method. The heavy oil may contain at least 20 wt.% Of the residue, or at least 25 wt.% Of the residue, or at least 30 wt.% Of the residue. Heavy oil may have an asphaltene content of at least 5 wt.%, Or at least 10 wt.%, Or at least 15 wt.%.
Нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может быть средней нефтью или относительно легкой нефтью, содержащей менее 25 мас.%, или менее 20 мас.%, или менее 15 мас.%, или менее 10 мас.%, или менее 5 мас.% углеводородов, имеющих температуру кипения по меньшей мере 538°С (1000°Р). Средняя нефть или легкая нефть могут иметь содержание асфальтенов менее 5 мас.%.The oil contained in the oil reservoir may be medium oil or relatively light oil containing less than 25 wt.%, Or less than 20 wt.%, Or less than 15 wt.%, Or less than 10 wt.%, Or less than 5 wt.% hydrocarbons having a boiling point of at least 538 ° C (1000 ° P). Medium oil or light oil may have an asphaltene content of less than 5 wt.%.
Нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может иметь вязкость в пластовых условиях (в частности, при температурах в пределе температурного диапазона пласта) по меньшей мере 1 мПа-с (1 сП), или по меньшей мере 10 мПа-с (10 сП), или по меньшей мере 100 мПа-с (100 сП), или по меньшей мере 1000 мПа-с (1000 сП), или по меньшей мере 10000 мПа-с (10000 сП). Нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может иметь вязкость в температурных условиях пласта от 1 до 10000000 мПа-с (1-10000000 сП). В варианте осуществления нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может иметь вязкость в температурных условиях пласта по меньшей мере 1000 мПа-с (1000 сП), при этом вязкость нефти, по меньшей мере частично или полностью, ответственна за уменьшение подвижности нефти в пласте.The oil contained in the oil reservoir may have a viscosity in the reservoir conditions (in particular, at temperatures within the temperature range of the reservoir) of at least 1 MPa-s (1 cP), or at least 10 MPa-s (10 cP), or at least 100 mPa-s (100 cP), or at least 1000 mPa-s (1000 cP), or at least 10000 mPa-s (10000 cP). The oil contained in the oil reservoir may have a viscosity in the temperature conditions of the reservoir from 1 to 10,000,000 mPa-s (1-10000000 cP). In an embodiment, the oil contained in the oil reservoir may have a viscosity under the temperature conditions of the formation of at least 1000 mPa-s (1000 cP), while the viscosity of the oil, at least partially or completely, is responsible for reducing the mobility of the oil in the formation.
Нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может содержать мало или не содержать вообще микрокристаллического воска при температурных условиях пласта. Микрокристаллический воск является твердым веществом, которое может быть лишь частично растворимо или может быть по существу не растворимо в композиции для извлечения нефти. Нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может содержать не более 3 мас.%, или не более 1 мас.%, или не более 0,5 мас.% микрокристаллического воска при температурных условиях пласта, и предпочтительно микрокристаллический воск отсутствует в нефти нефтеносного пласта при температурных условиях пласта.The oil contained in the oil reservoir may contain little or no microcrystalline wax at all under the temperature conditions of the formation. Microcrystalline wax is a solid which may be only partially soluble or may be substantially insoluble in the oil recovery composition. The oil contained in the oil reservoir may contain not more than 3 wt.%, Or not more than 1 wt.%, Or not more than 0.5 wt.% Of microcrystalline wax under the temperature conditions of the formation, and preferably microcrystalline wax is absent in the oil of the oil reservoir when temperature conditions of the reservoir.
Нефтеносный пласт может быть подземным пластом. Подземный пласт может содержать один или несколько материалов с пористой матрицей, выбранных из группы, состоящей из пористой минеральной матрицы, пористой породной матрицы, и сочетания пористой минеральной матрицы и пористой породной матрицы, при этом материал с пористой матрицей может находиться под перекрывающими породами на глубине в диапазоне от 50 до 6000 м, или от 100 до 4000 м, или от 200 до 2000 м ниже земной поверхности. Подземный пласт может быть пластом, расположенным под морским дном.The oil reservoir may be an underground reservoir. An underground formation may contain one or more materials with a porous matrix selected from the group consisting of a porous mineral matrix, a porous rock matrix, and a combination of a porous mineral matrix and a porous rock matrix, while the material with the porous matrix may be below the overlapping rocks at a depth of range from 50 to 6000 m, or from 100 to 4000 m, or from 200 to 2000 m below the earth's surface. The subterranean formation may be a formation located beneath the seabed.
Материал с пористой матрицей может быть консолидированным матричным материалом, в котором по меньшей мере большая часть и предпочтительно по существу вся горная порода и/или минерал, которые образуют матрицу материала, консолидированы таким образом, что порода и/или минерал образуют массу, в которой, по существу, вся порода и/или минерал неподвижны, когда нефть, композиция для извлечения нефти, вода или другая текучая среда проходят через них. Предпочтительно по меньшей мере 95 мас.%, или по меньшей мере 97 мас.%, или по меньшей мере 99 мас.% породы и/или минерала неподвижно, когда нефть, композиция для извлечения нефти, вода или другая текучая среда проходят через них, так, что любого количества материала породы или минерала, перемещенного со своего места при прохождении нефти, композиции для извлечения нефти, воды или другой жидкости, будет недостаточно, чтобы сделать пласт непроницаемым для течения композиции для извлечения нефти, нефти, воды или другой текучей среды через пласт. Материал с пористой матрицей может быть неконсолидированным матричным материалом, в котором по меньшей мере большая часть или по существу вся горная порода и/или минерал, которые образуют матрицу материала, являются неконсолидированными. Пласт может иметь проницаемость от 0,00001 до 15 Дарси или от 0,001 до 1 Дарси. Материал с пористой породной или минеральной матрицей в пласте может состоять из песчаника и/или карбонатной породы, выбранной из доломита, известняка, и их смесей, причем известняк может быть микрокристаллическим или кристаллическим известняком и/или мелом.The porous matrix material may be a consolidated matrix material in which at least the majority and preferably substantially all of the rock and / or mineral that form the matrix of the material is consolidated so that the rock and / or mineral form a mass in which essentially all of the rock and / or mineral is stationary when oil, an oil recovery composition, water, or other fluid passes through them. Preferably, at least 95 wt.%, Or at least 97 wt.%, Or at least 99 wt.% Of the rock and / or mineral is stationary when the oil, oil recovery composition, water or other fluid passes through them, so that any amount of rock or mineral material displaced from the passage of oil, the composition for extracting oil, water or other liquid, is not enough to make the formation impervious to the flow of the composition for extracting oil, oil, water or other fluid through layer. The porous matrix material may be an unconsolidated matrix material in which at least the majority or substantially all of the rock and / or mineral that form the matrix of the material is unconsolidated. The formation may have a permeability of from 0.00001 to 15 Darcy or from 0.001 to 1 Darcy. A material with a porous rock or mineral matrix in the formation may consist of sandstone and / or carbonate rock selected from dolomite, limestone, and mixtures thereof, the limestone may be microcrystalline or crystalline limestone and / or chalk.
Нефть в нефтеносном пласте может находиться в порах внутри пористого матричного материала пласта. Нефть в нефтеносном пласте может быть обездвижена в порах внутри пористого матричного материала пласта, например, за счет капиллярных сил, за счет взаимодействия нефти с поверхностями пор, за счет вязкости нефти или за счет межфазного натяжения между нефтью и водой в пласте.Oil in the oil reservoir may be located in pores within the porous matrix material of the reservoir. Oil in the oil reservoir can be immobilized in the pores inside the porous matrix material of the reservoir, for example, due to capillary forces, due to the interaction of oil with pore surfaces, due to the viscosity of oil or due to interfacial tension between oil and water in the formation.
Нефтеносный пласт также может содержать воду, которая может находиться в порах внутри пористого матричного материала. Вода в пласте может быть связанной водой, водой закачки при вторичном или третичном способе добычи нефти, или их смесью. Вода в нефтеносном пласте может обездвиживатьThe oil reservoir may also contain water, which may be in the pores within the porous matrix material. The water in the formation may be bound water, injection water in a secondary or tertiary oil recovery process, or a mixture thereof. Water in the oil reservoir may immobilize
- 4 027516 нефть внутри пор. Контактирование композиции для извлечения нефти с нефтью в пласте может мобилизовывать нефть в пласте для добычи и извлечения из пласта за счет освобождения по меньшей мере части нефти из пор внутри пласта.- 4,227,516 oil inside the pores. Contacting the oil recovery composition with oil in the formation may mobilize oil in the formation for production and recovery from the formation by releasing at least a portion of the oil from the pores within the formation.
Обратимся теперь к фиг. 1, на которой показана система 200 настоящего изобретения для осуществления способа настоящего изобретения. Система содержит первую скважину 201 и вторую скважину 203, простирающиеся в нефтеносный пласт 205, такой, как описан выше. Нефтеносный пласт 205 может состоять из одного или нескольких участков 207, 209 и 211 пласта, образованных из материала с пористыми матрицами, такого как описано выше, расположенных под перекрывающими породами 213. Обеспечивают композицию для извлечения нефти, как описано выше. Композиция для извлечения нефти может быть подана из оборудования 215 хранения композиции для извлечения нефти, при функционировании связанного по текучей среде с первым оборудованием 217 закачивания/добычи с помощью трубопровода 219. Первое оборудование 217 закачивания/добычи может быть при функционировании связано по текучей среде с. первой скважиной 201, которая может простираться от первого оборудования 217 закачивания/добычи в нефтеносный пласт 205. Композиция для извлечения нефти может поступать из первого оборудования 217 закачивания/добычи через первую скважину для введения в пласт 205, например, в участок 209 пласта, при этом первое оборудование 217 закачивания/добычи и первая скважина или сама первая скважина содержат (содержит) средство для введения композиции для извлечения нефти в пласт. В качестве альтернативы, композиция для извлечения нефти может поступать из оборудования 215 хранения композиции для извлечения нефти непосредственно в первую скважину 201 для закачивания в пласт 205, при этом первая скважина содержит средство для введения композиции для извлечения нефти в пласт. Средство для введения композиции для извлечения нефти в пласт 205 через первую скважину 201, находящееся в первом оборудовании 217 закачивания/добычи, в первой скважине 201 или в обоих местоположениях, может содержать насос 221 для доставки композиции для извлечения нефти к перфорациям или отверстиям в первой скважине, через которые композиция для извлечения нефти может вводиться в пласт.Turning now to FIG. 1, a system 200 of the present invention is shown for implementing the method of the present invention. The system comprises a first well 201 and a second well 203 extending into oil reservoir 205, such as described above. Oil reservoir 205 may consist of one or more portions 207, 209 and 211 of the reservoir formed from a material with porous matrices, such as described above, located under the overburden 213. Provide a composition for oil recovery, as described above. The oil recovery composition may be filed from the oil recovery composition storage equipment 215 while operating in fluid communication with the first injection / production equipment 217 via line 219. The first injection / production equipment 217 may be in fluid communication with operation c. the first well 201, which may extend from the first injection / production equipment 217 into the oil reservoir 205. The oil recovery composition may come from the first injection / production equipment 217 through the first well to be introduced into the formation 205, for example, to the formation portion 209, wherein the first injection / production equipment 217 and the first well or the first well itself comprise (comprises) means for introducing a composition for extracting oil into the formation. Alternatively, the oil recovery composition may come from equipment 215 for storing the oil recovery composition directly to the first well 201 for injection into formation 205, the first well containing means for introducing the composition to extract oil into the formation. The means for injecting the oil recovery composition into the formation 205 through the first well 201 located in the first injection / production equipment 217, in the first well 201, or at both locations may include a pump 221 for delivering the oil recovery composition to the perforations or holes in the first well through which the composition for oil recovery can be introduced into the reservoir.
Композиция для извлечения нефти может вводиться в пласт 205, например, с помощью закачивания композиции для извлечения нефти в пласт через первую скважину 201 путем подачи насосом композиции для извлечения нефти через первую скважину в пласт. Давление, при котором композицию для извлечения нефти вводят в пласт, может находиться в диапазоне от мгновенного давления в пласте вплоть до давления гидроразрыва пласта, но не включая последнее. Давление, при котором композицию для извлечения нефти можно закачивать в пласт, может находиться в диапазоне от 20 до 95% или от 40 до 90% давления гидроразрыва пласта. Давление, при котором композицию для извлечения нефти закачивают в пласт, может находиться в диапазоне, превышающем более чем на 0-37 МПа исходное пластовое давление, измеренное перед началом закачивания.The oil recovery composition may be introduced into the formation 205, for example, by pumping the oil recovery composition into the formation through the first well 201 by pumping the oil recovery composition through the first well into the formation. The pressure at which the oil recovery composition is injected into the formation may range from the instantaneous pressure in the formation to the fracture pressure of the formation, but not including the latter. The pressure at which the oil recovery composition can be injected into the formation can range from 20 to 95% or from 40 to 90% of the fracturing pressure. The pressure at which the oil recovery composition is injected into the formation may be in a range greater than 0-37 MPa of the original reservoir pressure measured before the injection began.
Объем композиции для извлечения нефти, введенной в пласт 205 через первую скважину 201, может находиться в диапазоне от 0,001 до 5 объемов порового пространства, или от 0,01 до 2 объемов порового пространства, или от 0,1 до 1 объема порового пространства, или от 0,2 до 0,6 объемов порового пространства, причем термин объем порового пространства относится к объему пласта, который может быть охвачен композицией для извлечения нефти между первой скважиной 201 и второй скважиной 203. Объем порового пространства может быть легко определен способами, известными специалисту в данной области техники, например, с помощью исследований на моделях или с помощью закачивания воды, имеющей содержащуюся в ней метку, через пласт 205 из первой скважины 201 ко второй скважине 203.The volume of the oil recovery composition introduced into the formation 205 through the first well 201 may be in the range of 0.001 to 5 pore spaces, or from 0.01 to 2 pore spaces, or from 0.1 to 1 pore spaces, or from 0.2 to 0.6 pore volumes, the term pore volume refers to the volume of the formation that can be covered by the composition for oil recovery between the first well 201 and the second well 203. The volume of pore space can be easily determined by methods known to a person skilled in the art, for example, by using model studies or by pumping water having a mark contained therein, through formation 205 from the first well 201 to the second well 203.
По мере введения композиции для извлечения нефти в пласт 205, композиция для извлечения нефти распространяется в пласт, как показано стрелками 223. Непосредственно после введения в пласт 205 композиция для извлечения нефти контактирует и образует смесь с частью нефти в пласте. Композиция для извлечения нефти является смешивающейся при первом контакте с нефтью в пласте 205, при этом композиция для извлечения нефти может мобилизовывать нефть в пласте непосредственно после контактирования и смешивания с нефтью. Композиция для извлечения нефти может мобилизовывать нефть в пласте непосредственно после контактирования и смешивания с нефтью, например, за счет понижения вязкости смеси по сравнению с исходной нефтью в пласте, за счет уменьшения капиллярных сил, удерживающих нефть в порах пласта, за счет уменьшения смачиваемости нефтью поверхностей пор в пласте, за счет снижения межфазного натяжения между нефтью и водой в порах в пласте и/или за счет расширения нефти в порах в пласте.As the composition for extracting oil into the formation 205 is introduced, the composition for extracting oil is distributed into the formation, as shown by arrows 223. Immediately after the introduction of the composition into formation 205, the composition for extracting oil is in contact and forms a mixture with a portion of the oil in the formation. The oil recovery composition is miscible upon first contact with oil in the formation 205, wherein the oil recovery composition can mobilize oil in the formation immediately after contacting and mixing with the oil. The oil recovery composition can mobilize oil in the formation immediately after contacting and mixing with the oil, for example, by lowering the viscosity of the mixture compared to the original oil in the formation, by reducing the capillary forces that hold the oil in the pores of the formation, by reducing the wettability of the surfaces by oil pores in the reservoir, by reducing interfacial tension between oil and water in the pores in the reservoir and / or due to the expansion of oil in the pores in the reservoir.
Соответствующие вязкости композиции для извлечения нефти и воды в пласте могут быть одинакового порядка величины, тем самым обеспечивая благоприятное вытеснение воды из пор пласта с помощью композиции для извлечения нефти и соответствующее проникновение композиции для извлечения нефти в поры пласта для смешивания с нефтью, содержащейся в порах. Например, вязкость композиции для извлечения нефти может составлять от примерно 0,2 до примерно 0,35 сП при температурных условиях пласта. Вязкость воды пласта может составлять от примерно 0,7 до примерно 1,1 сП при температурных условиях пласта. В результате, композиция для извлечения нефти способна вытеснять воду и одновременно вступать в контакт, смешиваться и мобилизовывать по меньшей мере часть нефти.The corresponding viscosities of the oil and water recovery compositions in the formation can be of the same order of magnitude, thereby providing a favorable displacement of water from the pores of the formation using the oil recovery composition and corresponding penetration of the oil recovery composition into the pores of the formation for mixing with the oil contained in the pores. For example, the viscosity of the oil recovery composition may be from about 0.2 to about 0.35 cP under formation temperature conditions. The viscosity of the formation water may be from about 0.7 to about 1.1 cP under the temperature conditions of the formation. As a result, the oil recovery composition is capable of displacing water and at the same time making contact, mixing, and mobilizing at least a portion of the oil.
- 5 027516- 5 027516
Мобилизованная смесь композиции для извлечения нефти и нефти и любая несмешанная композиция для извлечения нефти может быть вытеснена через пласт 205 из первой скважины 201 во вторую скважину 203 с помощью дополнительного введения большего количества композиции для извлечения нефти или с помощью введения не смешивающейся с нефтью композиции в пласт после введения композиции для извлечения нефти в пласт. Не смешивающаяся с нефтью композицию можно вводить в пласт 205 через первую скважину 201 после завершения введения композиции для извлечения нефти в пласт, чтобы оказать давление или иным образом вытеснить мобилизованную смесь композиции для извлечения нефти и нефти, а также любую несмешанную композицию для извлечения нефти в направлении ко второй скважине 203 для добычи. Любая несмешанная композиция для извлечения нефти может смешиваться и мобилизовывать большее количество нефти в пласте 205, по мере того как несмешанная композиция для извлечения нефти вытесняется через пласт из первой скважины 201 ко второй скважине 203.A mobilized mixture of the oil and oil recovery composition and any unmixed oil recovery composition can be displaced through the reservoir 205 from the first well 201 to the second well 203 by additionally introducing a larger amount of the oil recovery composition or by introducing a non-oil miscible composition into the formation after the introduction of the composition to extract oil into the reservoir. A non-miscible oil composition can be introduced into formation 205 through a first well 201 after completion of the introduction of the oil recovery composition into the formation to apply pressure or otherwise displace the mobilized mixture of the oil and oil recovery composition and any unmixed oil recovery composition in the direction to the second well 203 for production. Any unmixed oil recovery composition can mix and mobilize more oil in the formation 205, as the unmixed oil recovery composition is displaced through the formation from the first well 201 to the second well 203.
Не смешивающаяся с нефтью композиция может быть способна вытеснять мобилизованную смесь композиции для извлечения нефти и нефти, а также любую несмешанную композицию для извлечения нефти через пласт 205. Подходящие не смешивающиеся с нефтью композиции являются не смешивающимися при первом контакте или не смешивающимися при многократном контакте с нефтью в пласте 205. Не смешивающаяся с нефтью композиция может быть выбрана из группы, состоящей из водного раствора полимера, воды в газообразной или жидкой форме, углекислого газа при давлении ниже его минимального давления смешиваемости, азота при давлении ниже его минимального давления смешиваемости, воздуха и смесей из двух или более вышеназванных компонентов.A non-miscible oil composition may be capable of displacing a mobilized mixture of a composition for recovering oil and oil, as well as any unmixed composition for extracting oil through the formation 205. Suitable non-miscible compositions are not miscible upon first contact or not miscible upon repeated contact with oil in formation 205. The non-miscible oil composition may be selected from the group consisting of an aqueous polymer solution, water in a gaseous or liquid form, carbon dioxide at a pressure below its minimum miscibility pressure, nitrogen at a pressure below its minimum miscibility pressure, air and mixtures of two or more of the above components.
Подходящие полимеры для использования в водном растворе полимера могут включать, в числе прочего, полиакриламиды, частично гидролизованные полиакриламиды, полиакрилаты, этиленовые сополимеры, биополимеры, карбоксиметилцеллюлозу, поливиниловые спирты, полистиролсульфонаты, поливинилпирролидоны, АМРБ (2-акриламид-2-метилпропансульфонат), их сочетания или тому подобное. Примеры этиленовых сополимеров включают сополимеры акриловой кислоты и акриламида, акриловой кислоты и лаурилакрилата, лаурилакрилата и акриламида. Примеры биополимеров включают ксантановую смолу, гуаровую смолу, альгинаты и альгиновые кислоты, и их соли. В некоторых вариантах осуществления полимеры могут быть сшиты ίη κίίπ в пласте 205. В других вариантах осуществления полимеры могут быть образованы ίη κίΐιι в пласте 205.Suitable polymers for use in an aqueous polymer solution may include, but are not limited to, polyacrylamides, partially hydrolyzed polyacrylamides, polyacrylates, ethylene copolymers, biopolymers, carboxymethyl cellulose, polyvinyl alcohols, polystyrenesulfonates, polyvinylpyrrolidones, ameri-2-methanamides-2-methanamides-2-methanamides, or the like. Examples of ethylene copolymers include copolymers of acrylic acid and acrylamide, acrylic acid and lauryl acrylate, lauryl acrylate and acrylamide. Examples of biopolymers include xanthan gum, guar gum, alginates and alginic acids, and salts thereof. In some embodiments, polymers may be crosslinked ίη κίίπ in formation 205. In other embodiments, polymers may be formed ίη κίΐιι in formation 205.
Не смешивающаяся с нефтью композиция может храниться и подаваться для ведения в пласт 205 из оборудования 225 хранения не смешивающейся с нефтью композиции, которое может быть при функционировании связано по текучей среде с помощью трубопровода 227 с первым оборудованием 217 закачивания/добычи. Первое оборудование 217 закачивания/добычи может быть при функционировании связано по текучей среде с первой скважиной 201 для подачи не смешивающейся с нефтью композиции в первую скважину для введения в пласт 205. В качестве альтернативы, оборудование 225 хранения не смешивающейся с нефтью композиции может быть при функционировании связано по текучей среде непосредственно с первой скважиной 201 для подачи не смешивающейся с нефтью композиции в первую скважину для введения в пласт 205. Первое оборудование 217 закачивания/добычи и первая скважина 201 или первая скважина сама по себе может содержать средство для введения не смешивающейся с нефтью композиции в пласт 205 через первую скважину 201. Средство для введения не смешивающейся с нефтью композиции в пласт 205 через первую скважину 201 может содержать насос или компрессор для доставки не смешивающейся с нефтью композиции к перфорациям или отверстиям в первой скважине, через которые не смешивающаяся с нефтью композиция может закачиваться в пласт. Средство для введения не смешивающейся с нефтью композиции в пласт 205 через первую скважину 201 может быть насосом 221, используемым для закачивания композиции для извлечения нефти в пласт через первую скважину 201.The oil-immiscible composition can be stored and fed into reservoir 205 from equipment 225, which is not miscible with oil, and which, when operating, can be fluidically coupled via line 227 to the first injection / production equipment 217 when operating. The first injection / production equipment 217 may, when operating, be fluidically coupled to the first well 201 to deliver a non-oil miscible composition to the first well for injection into formation 205. Alternatively, non-oil miscible composition storage equipment 225 may be operational fluidly coupled directly to first well 201 for feeding a non-oil miscible composition to a first well for injection into formation 205. First injection / production equipment 217 and first well 201 or the first well in itself may comprise means for introducing a non-oil miscible composition into the formation 205 through the first well 201. The means for introducing a non-oil miscible composition into the formation 205 through the first well 201 may comprise a pump or compressor for delivering the immiscible oil composition to the perforations or holes in the first well, through which not miscible with oil composition can be pumped into the reservoir. The means for introducing a non-oil miscible composition into the formation 205 through the first well 201 may be a pump 221 used to pump the composition to extract oil into the formation through the first well 201.
Не смешивающуюся с нефтью композицию можно вводить в пласт 205, например, с помощью закачивания не смешивающейся с нефтью композиции в пласт через первую скважину 201 путем подачи насосом не смешивающейся с нефтью композиции через первую скважину в пласт. Давление, при котором не смешивающуюся с нефтью композицию можно закачивать в пласт 205 через первую скважину 201, может доходить вплоть до давления гидроразрыва пласта, без включения последнего, или составлять от 20 до 99%, или от 30 до 95%, или от 40 до 90% давления гидроразрыва пласта. В варианте осуществления настоящего изобретения не смешивающуюся с нефтью композицию можно закачивать в пласт 205 при давлении, превышающем более чем на 0-37 МПа пластовое давление, измеренное перед началом закачивания не смешивающейся с нефтью композиции.A non-miscible oil composition can be injected into formation 205, for example, by pumping a non-miscible oil composition into the formation through a first well 201 by pumping a non-miscible oil composition through a first well into the formation. The pressure at which the composition which is not miscible with oil can be injected into the formation 205 through the first well 201, can reach up to the hydraulic fracturing pressure without turning on the latter, or from 20 to 99%, or from 30 to 95%, or from 40 to 90% fracturing pressure. In an embodiment of the present invention, the oil-immiscible composition can be injected into reservoir 205 at a pressure greater than 0-37 MPa of the reservoir pressure measured before the injection of the oil-immiscible composition.
Количество не смешивающейся с нефтью композиции, введенной в пласт 205 через первую скважину 201 после введения композиции для извлечения нефти в пласт через первую скважину, может находиться в диапазоне от 0,001 до 5 объемов порового пространства, или от 0.01 до 2 объемов порового пространства, или от 0,1 до 1 объема порового пространства, или от 0,2 до 0,6 объемов порового пространства, причем термин объем порового пространства относится к объему пласта, который может быть охвачен не смешивающейся с нефтью композицией между первой скважиной и второй скважиной. Количество не смешивающейся с нефтью композиции, введенной в пласт 205, должно быть достаточным для направления мобилизованной смеси нефти/композиции для извлечения нефти и любой несмешаннойThe amount of the oil-immiscible composition introduced into reservoir 205 through the first well 201 after the composition for extracting oil into the reservoir through the first well is introduced may be in the range from 0.001 to 5 volumes of pore space, or from 0.01 to 2 volumes of pore space, or 0.1 to 1 pore volume, or 0.2 to 0.6 pore volumes, the term pore volume refers to the volume of the formation that may be covered by a non-oil miscible composition between the first well and the second kvazhinoy. The amount of oil-immiscible composition introduced into reservoir 205 should be sufficient to direct the mobilized oil / composition mixture to recover oil and any unmixed
- 6 027516 композиции для извлечения нефти через по меньшей мере часть пласта. Если не смешивающаяся с нефтью композиция находится в жидкой фазе, объем не смешивающейся с нефтью композиции, введенной в пласт 205 после введения композиции для извлечения нефти в пласт, по сравнению с объемом композиции для извлечения нефти, введенной в пласт непосредственно перед введением не смешивающейся с нефтью композиции, может находиться в диапазоне от 0,1:1 до 10:1 отношения не смешивающейся с нефтью композиции к композиции для извлечения нефти, более предпочтительно от 1:1 до 5:1 отношения не смешивающейся с нефтью композиции к композиции для извлечения нефти. Если не смешивающаяся с нефтью композиция находится в газовой фазе, объем не смешивающейся с нефтью композиции, введенной в пласт 205 после введения композиции для извлечения нефти в пласт, по сравнению с объемом композиции для извлечения нефти, введенной в пласт непосредственно перед введением не смешивающейся с нефтью композиции, может быть существенно больше, чем для жидкой фазы не смешивающейся с нефтью композиции, например, составлять по меньшей мере 10, или по меньшей мере 20, или по меньшей мере 50 объемов газовой фазы не смешивающейся с нефтью композиции на объем жидкой композиции для извлечения нефти, введенной непосредственно перед введением газовой фазы не смешивающейся с нефтью композиции.- 6 027516 compositions for extracting oil through at least part of the reservoir. If the oil-immiscible composition is in the liquid phase, the volume of the oil-immiscible composition introduced into the reservoir 205 after the composition for oil recovery is introduced into the reservoir, compared with the volume of the oil-recovery composition introduced into the reservoir immediately before the introduction of the oil immiscible composition, can be in the range from 0.1: 1 to 10: 1, the ratio of the oil-immiscible composition to the composition for oil recovery, more preferably 1: 1 to 5: 1, the ratio of the oil-immiscible composition to compo itsii for oil extraction. If the oil-immiscible composition is in the gas phase, the volume of the oil-immiscible composition introduced into the reservoir 205 after the composition for oil recovery is introduced into the reservoir, compared with the volume of the oil-recovery composition introduced into the reservoir immediately before the introduction of the oil immiscible composition, can be significantly larger than for the liquid phase not miscible with oil compositions, for example, be at least 10, or at least 20, or at least 50 volumes of the gas phase not miscible with oil composition per volume of liquid composition for oil recovery, introduced immediately before the introduction of the gas phase is not miscible with oil composition.
Если не смешивающаяся с нефтью композиция присутствует в жидкой фазе, не смешивающаяся с нефтью композиция может иметь вязкость, по меньшей мере, такого же порядка величины, что и вязкость мобилизованной смеси нефти/композиции для извлечения нефти при температурных условиях пласта, чтобы позволить не смешивающейся с нефтью композиции вытеснять мобилизованную смесь нефти/композиции для извлечения нефти через пласт 205 ко второй скважине 203. Не смешивающаяся с нефтью композиция может иметь вязкость по меньшей мере 0,8 мПа-с (0,8 сП), или по меньшей мере 10 мПа-с (10 сП), или по меньшей мере 50 мПа-с (50 сП), или по меньшей мере 100 мПа-с (100 сП), или по меньшей мере 500 мПа-с (500 сП), или по меньшей мере 1000 мПа-с (1000 сП), или по меньшей мере 10000 мПа-с (10000 сП) при температурных условиях пласта или при 25°С. Если не смешивающаяся с нефтью композиция присутствует в жидкой фазе, предпочтительно не смешивающаяся с нефтью композиция имеет вязкость по меньшей мере на порядок величины больше, чем вязкость мобилизованной смеси нефти/композиции для извлечения нефти при температурных условиях пласта, так что не смешивающаяся с нефтью композиция может вытеснять мобилизованную смесь нефти/композиции для извлечения нефти через пласт в пробочном режиме течения, сводя к минимуму и замедляя образование языков мобилизованной смеси нефти/композиции для извлечения нефти через вытесняющую пробку не смешивающейся с нефтью композиции.If a non-miscible oil composition is present in the liquid phase, a non-miscible oil composition may have a viscosity of at least the same order of magnitude as the viscosity of a mobilized oil / composition mixture to recover oil under temperature conditions of the formation to allow a non-miscible with the oil of the composition, displace the mobilized oil / composition mixture for oil recovery through the formation 205 to the second well 203. The oil-immiscible composition may have a viscosity of at least 0.8 MPa-s (0.8 cP), or at least at least 10 mPa-s (10 cP), or at least 50 mPa-s (50 cP), or at least 100 mPa-s (100 cP), or at least 500 mPa-s (500 cP), or at least 1000 mPa-s (1000 cP), or at least 10,000 mPa-s (10,000 cP) under formation temperature conditions or at 25 ° C. If the oil-immiscible composition is present in the liquid phase, preferably the oil-immiscible composition has a viscosity of at least an order of magnitude greater than the viscosity of the mobilized oil / composition mixture to recover oil under formation temperature conditions, so that the oil-immiscible composition displace the mobilized oil / composition mixture to extract oil through the formation in a plug flow mode, minimizing and slowing down the formation of tongues of the mobilized oil / composition mixture for extracting oil through a displacement plug of a non-miscible oil composition.
Композицию для извлечения нефти и не смешивающуюся с нефтью композицию можно вводить в пласт через первую скважину 201 чередующимися порциями. Например, композицию для извлечения нефти можно вводить в пласт 205 через первую скважину 201 в течение первого периода времени, после чего не смешивающуюся с нефтью композицию можно вводить в пласт через первую скважину в течение второго периода времени, следующего за первым периодом времени, после чего композицию для извлечения нефти можно вводить в пласт через первую скважину в течение третьего периода времени, следующего за вторым периодом времени, после чего не смешивающуюся с нефтью композицию можно вводить в пласт через первую скважину в течение четвертого периода времени, следующего за третьим периодом времени. Столько, сколько необходимо чередующихся порций композиции для извлечения нефти и не смешивающейся с нефтью композиции можно вводить в пласт через первую скважину.The oil recovery composition and the oil-immiscible composition can be introduced into the formation through alternating portions of the first well 201. For example, the oil recovery composition can be introduced into the formation 205 through the first well 201 during the first time period, after which the non-miscible composition can be introduced into the formation through the first well during the second time period following the first time period, after which the composition for oil recovery, it is possible to enter the formation through the first well during the third period of time following the second period of time, after which the composition not miscible with oil can be introduced into the formation through the first well well during a fourth period following the third period of time. As many alternating batches of the composition are needed to recover the oil and the oil-immiscible composition can be introduced into the formation through the first well.
Нефть может быть мобилизована для добычи из пласта 205 через вторую скважину 203 с помощью введения композиции для извлечения нефти, и после этого, не смешивающейся с нефтью композиции в пласт, при этом мобилизованная нефть направляется через пласт для добычи из второй скважины, как показано стрелками 229 с помощью введения композиции для извлечения нефти и не смешивающейся с нефтью композиции в пласт через первую скважину 201. Нефть, мобилизованная для добычи из пласта 205, может содержать мобилизованную смесь нефти/композиции для извлечения нефти. Вода и/или газ также могут быть мобилизованы для добычи из пласта 205 через вторую скважину 203 с помощью введения композиции для извлечения нефти и не смешивающейся с нефтью композиции в пласт через первую скважину 201.Oil can be mobilized for production from reservoir 205 through a second well 203 by introducing an oil recovery composition, and then not miscible with the composition oil, into the reservoir, while mobilized oil is directed through the reservoir for production from the second well, as indicated by arrows 229 by introducing an oil recovery composition and a non-oil miscible composition into the formation through the first well 201. Oil mobilized for production from the formation 205 may contain a mobilized oil / composition mixture to recover FTI. Water and / or gas can also be mobilized for production from formation 205 through a second well 203 by introducing a composition for oil recovery and a miscible composition into the formation through first well 201.
После введения композиции для извлечения нефти и не смешивающейся с нефтью композиции в пласт 205 через первую скважину 201 нефть может быть извлечена и добыта из пласта через вторую скважину 203. Система может содержать средство, находящееся на второй скважине, для извлечения и добычи нефти из пласта 205 после введения композиции для извлечения нефти в пласт, и может содержать средство, находящееся на второй скважине, для извлечения и добычи композиции для извлечения нефти, не смешивающейся с нефтью композиции, воды и/или газа из пласта после введения композиции для извлечения нефти в пласт. Средство, находящееся на второй скважине 203 для извлечения и добычи нефти, и необязательно, для извлечения и добычи композиции для извлечения нефти, не смешивающейся с нефтью композиции, воды и/или газа, может содержать насос 233, который может быть расположен во втором оборудовании 231 закачивания/добычи и/или внутри второй скважины 203. Насос 233 может откачивать нефть, и необязательно, композицию для извлечения нефти, не смешивающуюся с нефтью ком- 7 027516 позицию, воду и/или газ из пласта 205 через перфорации во второй скважине 203 для подачи нефти, и необязательно, композиции для извлечения нефти, не смешивающейся с нефтью композиции, воды и/или газа ко второму оборудованию 231 закачивания/добычи.After the composition for oil recovery and the oil-immiscible composition is introduced into the formation 205 through the first well 201, oil can be extracted and produced from the formation through the second well 203. The system may comprise means located in the second well for extracting and producing oil from the formation 205 after the introduction of the composition for extracting oil into the formation, and may contain means located on the second well for extracting and producing a composition for extracting oil that is not miscible with the oil of the composition, water and / or gas from the formation after SIC composition for extracting oil in the formation. The tool located in the second well 203 for extracting and producing oil, and optionally, for extracting and producing a composition for extracting oil that is not miscible with the oil of the composition, water and / or gas, may include a pump 233, which can be located in the second equipment 231 injection / production and / or inside the second well 203. Pump 233 can pump out oil, and optionally, a non-miscible oil recovery composition, water and / or gas from the formation 205 through perforations in the second well 203 for oil supply, and optionally, compositions for recovering oil not miscible with the oil of the composition, water and / or gas to second injection / production equipment 231.
В качестве альтернативы, средство для извлечения и добычи нефти, и необязательно, - композиции для извлечения нефти, не смешивающейся с нефтью композиции, газа и воды, - из пласта 205 может содержать компрессор 234, который может быть расположен: во втором оборудовании 231 закачивания/добычи. Компрессор 234 может быть при функционировании связан по текучей среде с помощью трубопровода 236 с резервуаром 241 для хранения газа и может сжимать газ из резервуара для хранения газа для закачивания в пласт 205 через вторую скважину 203. Компрессор может сжимать газ до давления, достаточного для добычи нефти и, необязательно, композиции для извлечения нефти, не смешивающейся с нефтью композиции, газа и воды, из пласта через вторую скважину 203, при этом подходящее давление может быть определено общепринятыми способами, известными специалистам. Сжатый газ можно закачивать в пласт из другого положения второй скважины 203, чем положение скважины, в котором нефть, и, необязательно, композицию для извлечения нефти, не смешивающуюся с нефтью композицию, воду и газ добывают из пласта, например, сжатый газ можно закачивать в пласт на участке 207 пласта, тогда как нефть, композицию для извлечения нефти, не смешивающуюся с нефтью композицию, воду и газ добывают из пласта на участке 209 пласта.Alternatively, a means for extracting and producing oil, and optionally, a composition for extracting oil that is not miscible with oil, composition, gas and water, from formation 205 may comprise a compressor 234, which may be located: in second injection equipment 231 / booty. The compressor 234 may, when operating, be fluidically coupled through a conduit 236 to a gas storage tank 241 and may compress gas from a gas storage tank to be pumped into formation 205 through a second well 203. The compressor may compress gas to a pressure sufficient to produce oil and, optionally, a composition for recovering oil that is not miscible with the oil of the composition, gas and water, from the formation through a second well 203, wherein a suitable pressure can be determined by conventional methods known to those skilled in the art. Compressed gas can be injected into the reservoir from a different position of the second well 203 than the position of the well in which oil, and optionally an oil recovery composition, a non-miscible oil composition, water and gas are produced from the reservoir, for example, compressed gas can be injected into formation at section 207 of the formation, while oil, a composition for extracting oil, a composition not miscible with oil, water and gas are produced from the formation at section 209 of the formation.
Нефть, необязательно в смеси с композицией для извлечения нефти, не смешивающейся с нефтью композицией, водой и/или газом может отводиться из пласта 205, как показано стрелками 229, и подаваться вверх по второй скважине 203 ко второму оборудованию 231 закачивания/добычи. Нефть может быть отделена от композиции для извлечения нефти, не смешивающейся с нефтью композиции, газа и/или воды в сепарационной установке 235, находящейся во втором оборудовании 231 закачивания/добычи и при функционировании связанной по текучей среде со средством 233 для извлечения и добычи нефти и, необязательно, композиции для извлечения нефти, не смешивающейся с нефтью композиции, газа и/или воды из пласта. Сепарационная установка 235 может быть оборудована традиционным газожидкостным сепаратором для отделения газа от нефти, композиции для извлечения нефти, жидкой не смешивающейся с нефтью композиции (если имеется) и воды; традиционным сепаратором углеводородов и воды для отделения нефти и композиции для извлечения нефти от воды и, необязательно, от жидкой не смешивающейся с нефтью композиции; традиционной ректификационной колонной для отделения композиции для извлечения нефти от нефти; и, необязательно, сепаратором для отделения жидкой не смешивающейся с нефтью композиции от воды.Oil, optionally in admixture with a composition for recovering oil that is not miscible with the oil, water and / or gas, may be diverted from formation 205, as indicated by arrows 229, and fed upstream of second well 203 to second injection / production equipment 231. The oil may be separated from the oil recovery composition, which is not miscible with the oil of the composition, gas and / or water in a separation unit 235 located in the second injection / production equipment 231 and when in fluid communication with the oil recovery and production means 233 and optionally a composition for recovering oil that is not miscible with the oil of the composition, gas and / or water from the formation. Separation unit 235 may be equipped with a conventional gas-liquid separator for separating gas from oil, a composition for extracting oil, a liquid composition which is not miscible with oil (if any) and water; a conventional hydrocarbon-water separator for separating oil and a composition for extracting oil from water and, optionally, from a liquid composition which is not miscible with oil; a conventional distillation column for separating a composition for recovering oil from oil; and, optionally, a separator for separating the liquid oil immiscible composition from water.
Для удобства отделения добытой композиции для извлечения нефти от добытой нефти, добытая композиция для извлечения нефти может быть отделена от нефти перегонкой, при этом условия перегонки выбирают так, что полученная композиция для извлечения нефти содержит С.'3,-С8 или С3-С6 алифатические и ароматические углеводороды, происходящие из нефти, добытой из пласта, и не присутствующие в исходной композиции для извлечения нефти. Перегонку можно осуществлять таким образом, чтобы полученная композиция для извлечения нефти имела состав исходной композиции для извлечения нефти плюс до 25 об.% С3-С8 алифатических и ароматических углеводородов, происходящих из пласта, при этом отделенная добытая композиция для извлечения нефти содержит из по меньшей мере 75 мол.% диметилсульфида.For the convenience of separating the extracted composition for extracting oil from the extracted oil, the extracted composition for extracting oil can be separated from the oil by distillation, the distillation conditions being chosen so that the resulting composition for extracting oil contains C. 3 , -C 8 or C 3 -C 6 aliphatic and aromatic hydrocarbons originating from oil produced from the formation and not present in the original composition for oil recovery. The distillation can be carried out in such a way that the resulting oil recovery composition has the composition of the initial oil recovery composition plus up to 25 vol.% C 3 -C 8 aliphatic and aromatic hydrocarbons originating from the formation, while the separated extracted oil recovery composition contains from at least 75 mol.% dimethyl sulfide.
Отделенная добытая нефть может быть подана из сепарационной установки 235, входящей в состав второго оборудования 231 закачивания/добычи, в резервуар 237 для хранения жидкости, который может быть при функционировании связан по текучей среде с помощью трубопровода 239 с сепарационной установкой 235 в составе второго оборудования закачивания/добычи. Отделенный газ, если имеется, может быть подан из сепарационной установки 235, входящей в состав второго оборудования 231 закачивания/добычи, в резервуар 241 для хранения газа, который может быть при функционировании связан по текучей среде с помощью трубопровода 243 с сепарационной установкой 235 в составе второго оборудования 231 закачивания/добычи. Отделенная вода может быть подана из сепарационной установки 235, входящей в состав второго оборудования 231 закачивания/добычи, в резервуар 247 для воды, который может быть при функционировании связан по текучей среде с помощью трубопровода 249 с сепарационной установкой 235 в составе второй установки 231 закачивания/добычи. Отделенная жидкая не смешивающаяся с нефтью композиция, если имеется, может подаваться из сепарационной установки 235 в составе второго оборудования 231 закачивания/добычи в оборудование 225 хранения не смешивающейся с нефтью композиции по трубопроводу 250. Отделенная добытая не смешивающаяся с нефтью композиция может подаваться из оборудования 225 хранения не смешивающейся с нефтью композиции для повторного введения в пласт.The separated oil can be fed from a separation unit 235, which is part of the second injection / production equipment 231, to a liquid storage tank 237, which, when operating, can be fluidly connected via line 239 to a separation unit 235 as part of the second injection equipment / mining. The separated gas, if any, can be supplied from the separation unit 235, which is part of the second injection / production equipment 231, to the gas storage tank 241, which, when operating, can be fluidly connected via a pipe 243 to a separation unit 235 comprising second injection / production equipment 231. The separated water can be supplied from the separation unit 235, which is part of the second injection / production equipment 231, to the water tank 247, which, when functioning, can be fluidly connected via a pipe 249 to the separation unit 235 as part of the second injection unit 231 / booty. The separated liquid oil-immiscible composition, if present, can be supplied from the separation unit 235 as part of the second injection / production equipment 231 to the oil-immiscible composition storage equipment 225 through a pipeline 250. The separated oil-immiscible composition not miscible can be supplied from the equipment 225 storage of non-miscible with oil composition for re-introduction into the reservoir.
Отделенная добытая композиция для извлечения нефти, необязательно содержащая дополнительные С3-С8 или С3-С6 углеводороды, может быть подана из сепарационной установки 235, входящей в состав второго оборудования 231 закачивания/добычи, в оборудование 215 хранения композиции для извлечения нефти, которое может быть при функционировании связано по текучей среде с помощью трубопровода 245 с сепарационной установкой 235 в составе второго оборудования 231 закачивания/добычи, причем добытая композиция для извлечения нефти может быть смешана с композицией дляThe separated oil composition for oil recovery, optionally containing additional C 3 -C 8 or C 3 -C 6 hydrocarbons, can be fed from a separation unit 235, which is part of the second injection / production equipment 231, to the equipment 215 for storing the oil recovery composition, which, when operating, can be fluidly coupled via a pipeline 245 to a separation unit 235 as part of the second injection / production equipment 231, the produced oil recovery composition can be mixed with position for
- 8 027516 извлечения нефти. В качестве альтернативы, отделенная композиция для извлечения нефти может подаваться из сепарационной установки 235 в составе второго оборудования 231 закачивания/добычи к средству 221 закачивания по трубопроводу 238 для повторной закачки в пласт 205 через первую скважину 201 для дополнительной мобилизации и извлечения нефти из пласта. В качестве альтернативы, отделенная композиция для извлечения нефти может подаваться из сепарационной установки 235 к средству закачивания, такому как насос 251 во втором оборудовании 231 закачивания/добычи по трубопроводу 240 для повторной закачки в пласт 205 через вторую скважину 203, необязательно вместе со свежей композицией для извлечения нефти.- 8 027516 oil recovery. Alternatively, the separated oil recovery composition may be supplied from the separation unit 235 as part of the second injection / production equipment 231 to the injection means 221 through a pipe 238 for re-injection into the formation 205 through the first well 201 for additional mobilization and extraction of oil from the formation. Alternatively, the separated oil recovery composition may be supplied from the separation unit 235 to an injection means, such as a pump 251 in the second injection / production equipment 231 via a pipe 240 for re-injection into the formation 205 through the second well 203, optionally together with a fresh composition for oil recovery.
В варианте осуществления системы и способа настоящего изобретения первая скважина 201 может использоваться для закачивания композиции для извлечения нефти и не смешивающейся с нефтью композиции в пласт 205, а вторая скважина 203 может использоваться для добычи нефти из пласта, как описано выше, в течение первого периода времени; и вторая скважина 203 может использоваться для закачивания композиции для извлечения нефти и не смешивающейся с нефтью композиции в пласт 205 для мобилизации нефти в пласте и вытеснения мобилизованной нефти через пласт к первой скважине, а первая скважина 201 может использоваться для добычи нефти из пласта в течение второго периода времени, причем второй период времени следует за первым периодом времени. Второе оборудование 231 закачивания/добычи может содержать такое устройство, как насос 251, который при функционировании связан по текучей среде с помощью трубопровода 253 с оборудованием 215 хранения композиции для извлечения нефти и, необязательно, при функционировании связан по текучей среде с сепарационными установками 235 и 259 с помощью трубопроводов 240 и 242 соответственно, для получения оттуда добытой композиции для извлечения нефти, и который при функционировании связан по текучей среде со второй скважиной 203 для введения композиции для извлечения нефти в пласт 205 через вторую скважину. Насос 251 или компрессор также могут быть при функционировании связаны по текучей среде с помощью трубопровода 255 с оборудованием 225 хранения не смешивающейся с нефтью композиции для введения не смешивающейся с нефтью композиции в пласт 205 через вторую скважину 203 после введения композиции для извлечения нефти в пласт через вторую скважину. Первое оборудование 217 закачивания/добычи может содержать такое устройство, как насос 257 или компрессор 258 для добычи нефти, и необязательно, композиции для извлечения нефти, не смешивающейся с нефтью композиции, воды и/или газа из пласта 205 через первую скважину 201. Первое оборудование 217 закачивания/добычи также может содержать сепарационную установку 259 для сепарации нефти, композиции для извлечения нефти, не смешивающейся с нефтью композиции, воды и/или газа. Сепарационная установка 259 может быть оборудована традиционным газожидкостным сепаратором для отделения газа от нефти, композиции для извлечения нефти, жидкой не смешивающейся с нефтью композиции (если имеется) и воды; традиционным сепаратором углеводородов и воды для отделения нефти и композиции для извлечения нефти от воды и, необязательно, от жидкой не смешивающейся с нефтью композиции; традиционной ректификационной колонной для отделения композиции для извлечения нефти и, необязательно, в сочетании с С3С8 или С3-С6 алифатическими и ароматическими углеводородами, происходящими из пласта, от нефти; и, необязательно, сепаратором для отделения жидкой не смешивающейся с нефтью композиции от воды. Сепарационная установка 259 может быть при функционировании связана по текучей среде с: резервуаром 237 для хранения жидкости по трубопроводу 261 для хранения добытой нефти в резервуаре для хранения жидкости; резервуаром 241 для хранения газа по трубопроводу 265 для хранения добытого газа в резервуаре для хранения газа; и резервуаром 247 для воды по трубопроводу 267 для хранения попутно добываемой воды в резервуаре для воды. Отделенная жидкая не смешивающаяся с нефтью композиция, если имеется, может подаваться из сепарационной установки 259, входящей в состав первого оборудования 217 закачивания/добычи, в оборудование 225 хранения для не смешивающейся с нефтью композиции по трубопроводу 268. Отделенная добытая не смешивающаяся с нефтью композиция может подаваться из оборудования 225 хранения не смешивающейся с нефтью композиции для повторного введения в пласт.In an embodiment of the system and method of the present invention, the first well 201 can be used to inject the oil recovery composition and the oil-immiscible composition into the formation 205, and the second well 203 can be used to extract oil from the formation, as described above, for the first time ; and a second well 203 can be used to inject the oil recovery composition and a non-oil miscible composition into the formation 205 to mobilize oil in the formation and displace the mobilized oil through the formation to the first well, and the first well 201 can be used to extract oil from the formation during the second a time period, the second time period following the first time period. The second injection / production equipment 231 may comprise a device, such as a pump 251, which, when in operation, is fluidly coupled via a pipe 253 to the equipment 215 for storing the oil recovery composition and, optionally, is in fluid communication with the separation plants 235 and 259 using pipelines 240 and 242, respectively, to obtain the extracted composition for oil recovery from there, and which, when operating, is fluidly coupled to a second well 203 for introducing the composition for Removing the oil in reservoir 205 via the second hole. The pump 251 or compressor may also be fluidically coupled through a conduit 255 to an oil-immiscible composition storage equipment 225 for injecting the oil-immiscible composition into formation 205 through a second well 203 after injecting the composition to extract oil into the formation through a second well. The first injection / production equipment 217 may include a device such as a pump 257 or compressor 258 for oil recovery, and optionally, a composition for recovering oil, a miscible oil, composition, water and / or gas from the formation 205 through the first well 201. First equipment 217 injection / production may also contain a separation unit 259 for oil separation, compositions for the extraction of oil, not miscible with oil composition, water and / or gas. Separation unit 259 can be equipped with a traditional gas-liquid separator for separating gas from oil, a composition for extracting oil, a liquid composition which is not miscible with oil (if any) and water; a conventional hydrocarbon-water separator for separating oil and a composition for extracting oil from water and, optionally, from a liquid composition which is not miscible with oil; a conventional distillation column to separate the composition for oil recovery and, optionally, in combination with C 3 C 8 or C 3 -C 6 aliphatic and aromatic hydrocarbons originating from the formation from oil; and, optionally, a separator for separating the liquid oil immiscible composition from water. The separation unit 259 may, when operating, be fluidly coupled to: a liquid storage tank 237 via a pipe 261 for storing produced oil in a liquid storage tank; a gas storage tank 241 through a pipe 265 for storing produced gas in a gas storage tank; and a reservoir 247 for water through a pipeline 267 for storing incidentally produced water in a reservoir for water. The separated liquid oil-immiscible composition, if any, can be supplied from the separation unit 259, which is part of the first injection / production equipment 217, to storage equipment 225 for the oil-immiscible composition through line 268. The separated oil-immiscible composition can be mixed fed from non-oil miscible composition storage equipment 225 for reintroduction into the formation.
Сепарационная установка 259 может быть при функционировании связана по текучей среде с помощью трубопровода 263 с оборудованием 215 хранения композиции извлечения нефти для хранения добытой композиции для извлечения нефти в оборудовании 215 хранения композиции для извлечения нефти. Сепарационная установка 259 может быть при функционировании связана по текучей среде или со средством 221 закачивания в первом оборудовании 217 закачивания/добычи для закачивания композиции для извлечения нефти в пласт 205 через первую скважину 201, или со средством 251 закачивания во втором оборудовании 231 закачивания/добычи для закачивания композиции для извлечения нефти в пласт через вторую скважину 203, посредством трубопроводов 242 и 244, соответственно.Separation unit 259 may, when operating, be fluidly coupled via line 263 to oil recovery composition storage equipment 215 for storing the extracted oil recovery composition in the oil recovery composition storage equipment 215. The separation unit 259 may, when operating, be fluidly coupled to either injection means 221 in the first injection / production equipment 217 for pumping the oil recovery composition into the formation 205 through the first well 201, or to pumping means 251 in the second injection / production equipment 231 for pumping the oil recovery composition through the second well 203 through pipelines 242 and 244, respectively.
Первая скважина 201 может использоваться для введения композиции для извлечения нефти и после этого не смешивающейся с нефтью композиции в пласт 205, а вторая скважина 203 может использоваться для добычи нефти из пласта в течение первого периода времени; затем вторая скважина 203 может использоваться для введения композиции для извлечения нефти и после этого не смешивающейся с нефтью композиции в пласт 205, а первая скважина 201 может использоваться для добычи нефти из пласта в течение второго периода времени; при этом первый и второй периоды времени составляют цикл.The first well 201 may be used to inject the oil recovery composition and thereafter, the oil-immiscible composition into the formation 205, and the second well 203 may be used to produce oil from the formation during the first time period; then the second well 203 can be used to inject the oil recovery composition and then the oil-immiscible composition into the formation 205, and the first well 201 can be used to extract oil from the formation for a second period of time; wherein the first and second time periods make up the cycle.
- 9 027516- 9 027516
Может проводиться несколько циклов, которые включают чередование первой скважины 201 и второй скважины 203 между введением композиции для извлечения нефти и после этого не смешивающейся с нефтью композиции в пласт 205 и добычей нефти из пласта, при этом одна скважина является нагнетательной, а другая является добывающей в течение первого периода времени, и потом они меняются функциями в течение второго периода времени. Цикл может продолжаться от примерно 12 часов до примерно 1 года, или от примерно 3 дней до примерно 6 месяцев, или от примерно 5 дней до примерно 3 месяцев. Композиция для извлечения нефти может вводиться в пласт в начале цикла, и не смешивающаяся с нефтью композиция может вводиться в конце цикла. В некоторых вариантах осуществления начало цикла может составлять от первых 10 до примерно 80% цикла, или от первых 20 до примерно 60% цикла, или от первых 25% до примерно 40% цикла, и конец цикла может составлять оставшуюся часть цикла.Several cycles can be conducted that include alternating the first well 201 and the second well 203 between the introduction of the oil recovery composition and then the oil-immiscible composition into formation 205 and the oil production from the formation, with one well being injection and the other being producing during the first period of time, and then they change functions during the second period of time. The cycle can last from about 12 hours to about 1 year, or from about 3 days to about 6 months, or from about 5 days to about 3 months. An oil recovery composition may be introduced into the formation at the beginning of the cycle, and a non-miscible oil composition may be introduced at the end of the cycle. In some embodiments, the start of the cycle may be from the first 10 to about 80% of the cycle, or from the first 20 to about 60% of the cycle, or from the first 25% to about 40% of the cycle, and the end of the cycle may be the remainder of the cycle.
Обратимся теперь к фиг. 2, на которой проиллюстрирована схема 300 расположения скважин. Схема 300 расположения включает в себя первую группу 302 скважин (обозначенную горизонтальными линиями) и вторую группу 304 скважин (обозначенную диагональными линиями). В некоторых вариантах осуществления системы и способа настоящего изобретения описанная выше первая скважина системы и способа может включать в себя множество первых скважин, изображенное как первая группа 302 скважин в схеме 300 расположения, и описанная выше вторая скважина системы и способа может включать в себя множество вторых скважин, изображенное как вторая группа 304 скважин в схеме 300 расположения.Turning now to FIG. 2, which illustrates a well arrangement 300. The arrangement 300 includes a first group of 302 wells (indicated by horizontal lines) and a second group of 304 wells (indicated by diagonal lines). In some embodiments of the system and method of the present invention, the first well of the system and method described above may include a plurality of first wells, depicted as a first group 302 of wells in a layout 300, and the second well of the system and method described above may include a plurality of second wells depicted as a second group of 304 wells in a layout 300.
Каждая скважина в первой группе 302 скважин может иметь расстояние 330 по горизонтали от соседней скважины в первой группе 302 скважин. Расстояние 330 по горизонтали может составлять 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. Каждая скважина в первой группе 302 скважин может иметь расстояние 332 по вертикали от соседней скважины в первой группе 302 скважин. Расстояние 332 по вертикали может составлять 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.Each well in the first group of 302 wells may have a horizontal distance 330 from a neighboring well in the first group of 302 wells. The horizontal distance 330 may be from about 5 to about 1000 m, or from about 10 to about 500 m, or from about 20 to about 250 m, or from about 30 to about 200 m, or from about 50 to about 150 m, or from about 90 to about 120 m, or about 100 m. Each well in the first group of 302 wells may have a distance 332 vertically from a neighboring well in the first group of 302 wells. The vertical distance 332 may be from about 5 to about 1000 m, or from about 10 to about 500 m, or from about 20 to about 250 m, or from about 30 to about 200 m, or from about 50 to about 150 m, or from about 90 to about 120 m, or about 100 m.
Каждая скважина во второй группе 304 скважин может иметь расстояние 336 по горизонтали от соседней скважины во второй группе 304 скважин. Расстояние 336 по горизонтали может составлять 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. Каждая скважина во второй группе 304 скважин может иметь расстояние 338 по вертикали от соседней скважины во второй группе 304 скважин. Расстояние 338 по вертикали может составлять 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.Each well in the second group of 304 wells may have a horizontal distance of 336 from a neighboring well in the second group of 304 wells. The horizontal distance 336 may be from about 5 to about 1000 m, or from about 10 to about 500 m, or from about 20 to about 250 m, or from about 30 to about 200 m, or from about 50 to about 150 m, or from about 90 to about 120 m, or about 100 m. Each well in the second group of 304 wells may have a distance of 338 vertically from an adjacent well in the second group of 304 wells. The vertical distance 338 may be from about 5 to about 1000 m, or from about 10 to about 500 m, or from about 20 to about 250 m, or from about 30 to about 200 m, or from about 50 to about 150 m, or from about 90 to about 120 m, or about 100 m.
Каждая скважина в первой группе 302 скважин может находиться на расстоянии 334 от соседних скважин во второй группе 304 скважин. Каждая скважина во второй группе 304 скважин может находиться на расстоянии 334 от соседних скважин в первой группе 302 скважин. Расстояние 334 может составлять 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.Each well in the first group of 302 wells can be located at a distance of 334 from neighboring wells in the second group of 304 wells. Each well in the second group of 304 wells may be located at a distance of 334 from neighboring wells in the first group of 302 wells. The distance 334 may be from about 5 to about 1000 m, or from about 10 to about 500 m, or from about 20 to about 250 m, or from about 30 to about 200 m, or from about 50 to about 150 m, or about 90 to about 120 m, or about 100 m.
Каждая скважина в первой группе 302 скважин может быть окружена четырьмя скважинами из второй группы 304 скважин. Каждая скважина во второй группе 304 скважин может быть окружена четырьмя скважинами из первой группы 302 скважин.Each well in the first group 302 wells may be surrounded by four wells from the second group 304 wells. Each well in the second group of 304 wells may be surrounded by four wells from the first group of 302 wells.
В некоторых вариантах осуществления схема 300 расположения скважин может содержать от примерно 10 до примерно 1000 скважин, например, от примерно 5 до примерно 500 скважин в первой группе 302 скважин, и от примерно 5 до примерно 500 скважин во второй группе 304 скважин.In some embodiments, a well arrangement 300 may include from about 10 to about 1000 wells, for example, from about 5 to about 500 wells in a first group of 302 wells, and from about 5 to about 500 wells in a second group of 304 wells.
В некоторых вариантах осуществления схему 300 расположения скважин можно представить как вид сверху с первой группой 302 скважин и второй группой 304 скважин, являющихся вертикальными скважинами, расположенными на определенном расстоянии друг от друга на некотором участке земли. В некоторых вариантах осуществления схему 300 расположения скважин можно представить как вид сбоку в поперечном сечении пласта с первой группой 302 скважин и второй группой 304 скважин, являющихся горизонтальными скважинами, расположенными на определенном расстоянии друг от друга в пласте.In some embodiments, the well arrangement 300 may be represented as a plan view with a first group 302 of wells and a second group of 304 wells, which are vertical wells located at a certain distance from each other on some land. In some embodiments, the well arrangement 300 may be represented as a cross-sectional side view of the formation with a first group 302 of wells and a second group of 304 wells, which are horizontal wells located at a certain distance from each other in the formation.
Обратимся теперь к фиг. 3, на которой проиллюстрирована схема 400 расположения скважин. Схема 400 расположения включает в себя первую группу 402 скважин (обозначенную горизонтальными линиями) и вторую группу 404 скважин (обозначенную диагональными линиями). Схема 400 расположения может быть схемой расположения скважин, как описано выше в отношении схемы 300 расположения на фиг. 3. В некоторых вариантах осуществления системы и способа настоящего изобретения описанная выше первая скважина системы и способа может включать в себя множество первых скважин, изображенное как первая группа 402 скважин в схеме 400 расположения, и описанная выше вторая скважинаTurning now to FIG. 3, which illustrates a well arrangement 400. The layout 400 includes a first group of 402 wells (indicated by horizontal lines) and a second group of 404 wells (indicated by diagonal lines). The arrangement 400 may be a well arrangement as described above with respect to the arrangement 300 of FIG. 3. In some embodiments of the system and method of the present invention, the first well of the system and method described above may include a plurality of first wells, depicted as the first group 402 of wells in the layout 400, and the second well described above
- 10 027516 системы и способа может включать в себя множество вторых скважин, изображенное как вторая группа 404 скважин в схеме 400 расположения.- 10 027516 of the system and method may include a plurality of second wells, depicted as a second group of 404 wells in a layout 400.
Композиция для извлечения нефти и после нее не смешивающаяся с нефтью композиция могут быть закачаны в первую группу 402 скважин, и нефть может быть извлечена и добыта из второй группы 404 скважин. Как проиллюстрировано, композиция для извлечения нефти и не смешивающаяся с нефтью композиция может иметь профиль 406 нагнетания, и нефть может быть добыта из второй группы 404 скважин, имеющей профиль 408 извлечения: нефти.The oil recovery composition and after it the oil-immiscible composition can be pumped into the first group of 402 wells, and oil can be extracted and produced from the second group of 404 wells. As illustrated, the oil recovery composition and the oil immiscible composition may have an injection profile 406, and oil may be produced from a second group of 404 wells having an oil recovery profile 408.
Композиция для извлечения нефти и после нее не смешивающаяся с нефтью композиция могут быть, закачаны во вторую группу 404 скважин, и нефть может быть извлечена и добыта из первой группы 402 скважин. Как проиллюстрировано, композиция для извлечения нефти и не смешивающаяся с нефтью композиция может иметь профиль 408 нагнетания, и нефть может быть добыта из первой группы 402 скважин, имеющей профиль 406 извлечения нефти.The oil recovery composition and after it the oil-immiscible composition can be pumped into the second group of 404 wells, and oil can be extracted and produced from the first group of 402 wells. As illustrated, the oil recovery composition and the oil immiscible composition may have an injection profile 408, and oil can be produced from a first group 402 of wells having an oil recovery profile 406.
Первая группа 402 скважин может использоваться для закачивания композиции для извлечения нефти и после этого не смешивающейся с нефтью композиции, а вторая группа 404 скважин может использоваться для добычи нефти из пласта в течение первого периода времени; затем вторая группа 404 скважин может использоваться для закачивания композиции для извлечения нефти и после этого не смешивающейся с нефтью композиции, а первая группа 402 скважин может использоваться для добычи нефти из пласта в течение второго периода времени, при этом первый и второй периоды времени образуют цикл. В некоторых вариантах осуществления может осуществляться несколько циклов, которые включают чередование первой и второй групп 402 и 404 скважин между закачиванием композиции для извлечения нефти и после этого не смешивающейся с нефтью композиции и добычей нефти из пласта, при этом одна группа скважин является нагнетательной, а другая является добывающей в течение первого периода времени, и затем они меняются функциями в течение второго периода времени.The first group 402 of wells may be used to pump the composition for oil recovery and after that the composition not miscible with oil, and the second group 404 of wells may be used to extract oil from the formation during the first period of time; then the second group of 404 wells can be used to pump the composition for oil recovery and after that the composition not miscible with oil, and the first group of 402 wells can be used to extract oil from the reservoir during the second time period, and the first and second time periods form a cycle. In some embodiments, several cycles may be performed that include alternating the first and second groups of 402 and 404 wells between pumping the oil recovery composition and then the oil-immiscible composition and producing oil from the formation, with one group of wells being injection and the other is extractive during the first period of time, and then they change functions during the second period of time.
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.To provide a better understanding of the present invention, the following examples of specific aspects of certain embodiments are provided. The following examples should in no way be considered limiting or defining the scope of the invention.
Пример 1.Example 1
Оценивали качество диметилсульфида как агента для извлечения нефти на основе смешиваемости диметилсульфида с сырой нефтью по сравнению с другими соединениями. Смешиваемость диметилсульфидного, этилацетатного, о-ксилольного, сероуглеродного, хлороформного, дихлорметанового, тетрагидрофуранового и пентанового растворителей с добываемыми нефтеносными песками измеряли с помощью экстракции нефтеносных песков растворителями при 10 и при 30°С с определением доли углеводородов, экстрагированных из нефтяных песков растворителями. Содержание битума добываемых нефтеносных песков измеряли при средних значениях выхода битумного экстракта 11 мас.% для растворителей, которые, как известно, эффективно извлекали по существу весь битум из нефтеносных песков, в частности, для хлороформа, дихлорметана, о-ксилола, тетрагидрофурана и сероуглерода. На каждый растворитель для каждой температуры экстрагирования готовили один образец нефтеносных песков, при этом растворителями, используемыми для экстракции образцов нефтеносных песков, были диметилсульфид, этилацетат, о-ксилол, сероуглерод, хлороформ, дихлорметан, тетрагидрофуран и пентан. Каждый образец нефтеносных песков взвешивали и помещали в целлюлозную экстракционную гильзу, которую помещали на пористый полиэтиленовый опорный диск в снабженном рубашкой стеклянном цилиндре с клапаном регулирования скорости падения капель. Каждый образец нефтеносных песков затем экстрагировали выбранным растворителем при выбранной температуре (10 или 30°С) в циклическом эксперименте контактирования и слива, в котором время контактирования составляло от 15 до 60 мин. Использовали свежий контактирующий растворитель, и циклическую экстракцию повторяли до тех пор, пока раствор, сливаемый из устройства, не становился бледно-коричневого цвета.The quality of dimethyl sulfide as an oil recovery agent was evaluated based on the miscibility of dimethyl sulfide with crude oil compared to other compounds. The miscibility of dimethyl sulfide, ethyl acetate, o-xylene, carbon disulfide, chloroform, dichloromethane, tetrahydrofuran and pentane solvents with produced oil sands was measured by extraction of oil sands with solvents at 10 and at 30 ° C with the determination of the fraction of hydrocarbons, extrabands, and The bitumen content of the produced oil sands was measured at an average yield of 11% by weight of bitumen extract for solvents that are known to effectively extract essentially all of the bitumen from oil sands, in particular for chloroform, dichloromethane, o-xylene, tetrahydrofuran and carbon disulfide. One oil sand sample was prepared for each solvent for each extraction temperature, while the solvents used to extract the oil sand samples were dimethyl sulfide, ethyl acetate, o-xylene, carbon disulfide, chloroform, dichloromethane, tetrahydrofuran and pentane. Each oil sands sample was weighed and placed in a cellulosic extraction sleeve, which was placed on a porous polyethylene support disk in a jacketed glass cylinder with a valve for controlling the rate of dropping drops. Each oil sands sample was then extracted with a selected solvent at a selected temperature (10 or 30 ° C) in a cyclic contact and discharge experiment, in which the contact time was 15 to 60 minutes. A fresh contacting solvent was used, and cyclic extraction was repeated until the solution drained from the device turned pale brown.
Экстрагированные растворы десорбировали от растворителя с помощью роторного испарителя и затем сушили в вакууме для удаления остаточного растворителя. Все полученные образцы битума содержали остаточный растворитель в диапазоне от 3 до 7 мас.%. Остаточную твердую фазу и экстракционную гильзу сушили на воздухе, взвешивали и затем сушили в вакууме. По существу не наблюдали потери в весе после вакуумной сушки остаточной твердой фазы, что указывает, что твердая фаза не сохраняла ни экстрагирующего растворителя, ни легкоподвижной воды. В совокупности, вес твердой фазы или образца и гильзы, полученный после экстракции, плюс количество битума, извлеченное после экстракции, деленные на массу исходного образца нефтеносных песков вместе с массой гильзы, представляют сходимость в весе для экстракций. Вычисленный процент сходимости в весе образцов был несколько выше, поскольку полученные для битума значения не были скорректированы на 3-7 мас.% остаточного растворителя. Результаты экспериментов по экстракции обобщены в табл. 1.The extracted solutions were stripped from the solvent using a rotary evaporator and then dried in vacuo to remove residual solvent. All obtained samples of bitumen contained a residual solvent in the range from 3 to 7 wt.%. The residual solid phase and extraction sleeve were dried in air, weighed, and then dried in vacuo. Essentially no weight loss was observed after vacuum drying of the residual solid phase, which indicates that the solid phase did not retain either the extracting solvent or the easily moving water. Collectively, the weight of the solid phase or of the sample and sleeve obtained after extraction, plus the amount of bitumen recovered after extraction, divided by the weight of the original oil sands sample together with the weight of the sleeve, represents the convergence in weight for the extraction. The calculated percentage convergence in the weight of the samples was slightly higher, since the values obtained for bitumen were not adjusted by 3-7 wt.% Of the residual solvent. The results of extraction experiments are summarized in table. one.
- 11 027516- 11 027516
Таблица 1Table 1
Обобщение результатов экспериментов по экстракции битуминозных песков различными текучими средамиGeneralization of the results of experiments on the extraction of tar sands with various fluids
На фиг. 4 представлен график, показывающий массовый процент выхода экстрагированного битума в зависимости от экстракционной текучей среды при 30°С, с применением поправочного коэффициента для остаточной экстракционной текучей среды в извлеченном битуме, и на фиг. 5 представлен аналогичный график для экстракции при 10°С без поправочного коэффициента. На фиг. 4 и 5 и в табл. 1 видно, что диметилсульфид сравним по извлечению битума из нефтеносного песка с наиболее известными текучими средами для извлечения битума из нефтеносного песка - о-ксилолом, хлороформом, сероуглеродом, дихлорметаном, тетрагидрофураном, - и значительно лучше, чем пентан и этилацетат.In FIG. 4 is a graph showing the mass percent yield of extracted bitumen as a function of the extraction fluid at 30 ° C. using a correction factor for the residual extraction fluid in the recovered bitumen, and FIG. 5 shows a similar graph for extraction at 10 ° C without a correction factor. In FIG. 4 and 5 and in table. Figure 1 shows that dimethyl sulfide is comparable in extracting bitumen from oil sand to the most well-known fluids for extracting bitumen from oil sand - o-xylene, chloroform, carbon disulfide, dichloromethane, tetrahydrofuran - and much better than pentane and ethyl acetate.
Образцы битума, экстрагированные при 30°С из каждого образца нефтеносных песков, оценивали с помощью ЗАКА-анализа, чтобы определить содержание насыщенных углеводородов, ароматических соединений, смол и асфальтенов в образцах битума, экстрагированных каждым растворителем. Результаты показаны в табл. 2.Bitumen samples extracted at 30 ° C from each oil sands sample were evaluated using a ZAKA analysis to determine the content of saturated hydrocarbons, aromatics, resins and asphaltenes in bitumen samples extracted with each solvent. The results are shown in table. 2.
Таблица 2table 2
ЗАКА-анализ экстрагированных образцов битума в зависимости от экстракционной текучей средыZAKA analysis of extracted samples of bitumen depending on the extraction fluid
ЗАКА-анализ показал, что пентан и этилацетат были гораздо менее эффективными для экстракции асфальтенов из нефтеносных песков, чем известные высокоэффективные текучие среды для экстракции битума, такие как дихлорметан, сероуглерод, о-ксилол, тетрагидрофуран и хлороформ. ЗАКА-анализ также показал, что диметилсульфид обладает превосходными свойствами смешиваемости даже для наиболее трудных углеводородов - асфальтенов.ZAKA analysis showed that pentane and ethyl acetate were much less effective for the extraction of asphaltenes from oil sands than the well-known high-performance fluids for the extraction of bitumen, such as dichloromethane, carbon disulfide, o-xylene, tetrahydrofuran and chloroform. ZAKA analysis also showed that dimethyl sulfide has excellent miscibility properties even for the most difficult hydrocarbons - asphaltenes.
Данные показали, что диметилсульфид, как правило, настолько же хорош, как и общепризнанные очень хорошие экстракционные текучие среды для извлечения битума из нефтяных песков, и полностью совместим с насыщенными углеводородами, ароматическими соединениями, смолами и асфальтенами.The data showed that dimethyl sulfide is generally as good as the generally recognized very good extraction fluids for extracting bitumen from oil sands, and is fully compatible with saturated hydrocarbons, aromatics, resins and asphaltenes.
Пример 2.Example 2
Оценивали качество диметилсульфида как агента для извлечения нефти, исходя из свойств понижения вязкости сырой нефти диметилсульфидом. Три типа сырых нефтей, имеющих различающиеся в широких пределах характеристики вязкости, - африканскую парафинистую сырую нефть, ближневосточную асфальтеновую сырую нефть и канадскую асфальтеновую сырую нефть - смешивали с диметилсульфидом. Некоторые свойства трех сырых нефтей приведены в табл. 3.The quality of dimethyl sulfide as an oil recovery agent was evaluated based on the properties of lowering the viscosity of crude oil with dimethyl sulfide. Three types of crude oils having wide viscosity characteristics — African paraffinic crude, Middle East asphaltene crude, and Canadian asphaltene — were mixed with dimethyl sulfide. Some properties of three crude oils are given in table. 3.
- 12 027516- 12 027516
Таблица 3Table 3
Свойства сырой нефтиProperties of crude oil
Контрольный образец каждой сырой нефти готовили не содержащим диметилсульфида, и образцы каждой сырой нефти готовили и смешивали с диметилсульфидом для получения образцов сырой нефти, содержащих возрастающие концентрации диметилсульфида. Каждый образец каждой сырой нефти нагревали до 60°С для растворения любых содержащихся в нем парафинов и получения возможности взвешивания однородной жидкости, взвешивали, позволяли охладиться в течение ночи, затем смешивали с выбранным количеством диметилсульфида. Образцы смеси сырая нефть/диметилсульфид затем нагревали до 60°С и перемешивали, чтобы обеспечить однородную смесь диметилсульфида в образцах. Измерения абсолютной (динамической) вязкости каждого из образцов осуществляли с помощью реометра и датчика в закрытом тигле в сборе. Измерения вязкости каждого из образцов западноафриканской парафинистой сырой нефти и ближневосточной асфальтеновой сырой нефти осуществляли при 20, 40, 60, 80°С, и затем снова при 20° после охлаждения от 80°С, при этом второе измерение при 20°С осуществляли для измерения вязкости в отсутствии парафинов, поскольку образование парафина происходит достаточно медленно, что позволяет осуществить измерение вязкости при 20°С без парафина. Измерения вязкости каждого из образцов канадской асфальтеновой сырой нефти проводили при 5, 10, 20, 40, 60, 80°С. Результаты измерения вязкости для каждой из сырых нефтей представлены в табл. 4-6 далее.A control sample of each crude oil was prepared not containing dimethyl sulfide, and samples of each crude oil were prepared and mixed with dimethyl sulfide to obtain crude oil samples containing increasing concentrations of dimethyl sulfide. Each sample of each crude oil was heated to 60 ° C to dissolve any paraffins contained in it and to obtain the possibility of weighing a homogeneous liquid, weighed, allowed to cool overnight, then mixed with a selected amount of dimethyl sulfide. Samples of the crude oil / dimethyl sulfide mixture were then heated to 60 ° C. and mixed to provide a uniform dimethyl sulfide mixture in the samples. The absolute (dynamic) viscosity of each of the samples was measured using a rheometer and a sensor in a closed crucible assembly. The viscosity measurements of each of the samples of West African paraffinic crude oil and Middle East asphaltene crude oil were carried out at 20, 40, 60, 80 ° C, and then again at 20 ° after cooling from 80 ° C, while the second measurement at 20 ° C was carried out to measure viscosity in the absence of paraffins, since the formation of paraffin occurs rather slowly, which allows the measurement of viscosity at 20 ° C without paraffin. The viscosity measurements of each of the samples of Canadian asphaltene crude oil were carried out at 5, 10, 20, 40, 60, 80 ° C. The results of viscosity measurements for each of the crude oils are presented in table. 4-6 on.
- 13 027516- 13 027516
Таблица 4Table 4
Вязкость (мПа-с) западноафриканской парафинистой сырой нефти в зависимости от температуры при разных уровнях диметилсульфидного разбавителяViscosity (MPa-s) of West African paraffinic crude oil versus temperature at different levels of dimethyl sulfide diluent
Таблица 5Table 5
Вязкость (мПа-с) ближневосточной асфальтеновой сырой нефти в зависимости от температуры при разных уровнях диметилсульфидного разбавителяViscosity (mPa-s) of Middle East asphaltene crude oil versus temperature at different levels of dimethyl sulfide diluent
Таблица 6Table 6
Вязкость (мПа-с) отбензиненной канадской асфальтеновой сырой нефти в зависимости от температуры при разных уровнях диметилсульфидного разбавителяViscosity (MPa-s) of Canadian Canadian asphaltene crude oil, temperature dependent, at different levels of dimethyl sulfide diluent
На фиг. 6-8 показаны графики Ьо§[Ьо§ (вязкости)] в зависимости от Ьо§[температуры °К], полученные на основе измеренных значений вязкости в табл. 4, 5 и 6, соответственно, иллюстрирующие влияние возрастания концентрации диметилсульфида на уменьшение вязкости образцов сырой нефти.In FIG. Figures 6–8 show graphs of L0 [L0 (viscosity)] versus L0 [temperature ° K], obtained on the basis of the measured viscosity values in Table. 4, 5 and 6, respectively, illustrating the effect of an increase in dimethyl sulfide concentration on a decrease in the viscosity of crude oil samples.
Измеренные значения вязкости и графики показывают, что диметилсульфид эффективен для значительного понижения вязкости сырой нефти в широком диапазоне исходных значений вязкости сырой нефти.The measured viscosity values and graphs show that dimethyl sulfide is effective for significantly lowering the viscosity of crude oil over a wide range of initial viscosity values of crude oil.
Пример 3.Example 3
Дополнительное извлечение нефти из керна пласта с помощью композиции для извлечения нефти, состоящей из диметилсульфида, следующее за извлечением нефти из керна с помощью заводнения, измеряли для оценки эффективности ΌΜ3 как третичного агента для извлечения нефти.Additional oil recovery from the core of the formation using a composition for the extraction of oil consisting of dimethyl sulfide, following the recovery of oil from the core using flooding, was measured to evaluate the effectiveness of No. 3 as a tertiary agent for oil recovery.
Два керна песчаника Вегеа длиной 5,02 см с диаметром керна 3,78 см и проницаемостью от 925 до 1325 мД насыщали насыщенным солевым раствором, имеющим состав, показанный в табл. 7.Two cores of Wegea sandstone 5.02 cm long with a core diameter of 3.78 cm and permeability from 925 to 1325 mD were saturated with saturated saline solution having the composition shown in the table. 7.
- 14 027516- 14 027516
Таблица 7Table 7
Состав насыщенного солевого раствораComposition of saturated saline
После насыщения кернов насыщенным солевым раствором насыщенный солевой раствор вытесняли ближневосточной асфальтеновой сырой нефтью, имеющей характеристики, указанные выше в табл. 3, для насыщения кернов нефтью.After saturation of the cores with saturated saline, the saturated saline was displaced by Middle East asphaltene crude oil having the characteristics indicated in the table above. 3, for saturation of cores with oil.
Нефть извлекали из каждого насыщенного нефтью керна с помощью добавления насыщенного солевого раствора в керн под давлением и последующего добавления ΏΜ5 в керн под давлением. Каждый керн обрабатывали следующим образом для определения количества нефти, извлеченной из керна при добавлении насыщенного солевого раствора с последующим добавлением ΏΜ5. Нефть первоначально вытесняли из керна добавлением насыщенного солевого раствора в керн под давлением. К керну прикладывали обжимное давление 1 МПа при добавлении насыщенного солевого раствора, и скорость поступления насыщенного солевого раствора в керн устанавливали на уровне 0,05 мл/мин. Керн поддерживали при температуре 50°С во время вытеснения нефти из керна насыщенным солевым раствором. Нефть получали и собирали из керна во время вытеснения нефти из керна насыщенным солевым раствором до тех пор, пока не отмечалось прекращение поступления нефти (24 ч). После того, как вытеснение нефти из керна насыщенным солевым раствором прекращалось, нефть вытесняли из керна с помощью добавления ΏΜ5 в керн под давлением. ΏΜ5 добавляли в керн при скорости поступления 0,05 мл/мин в течение 32 ч для первого керна и в течение 15 ч для второго керна. Нефть, вытесненная из керна во время добавления ΏΜ5 в керн, собирали отдельно от нефти, вытесненной при добавлении насыщенного солевого раствора в керн.Oil was recovered from each oil-saturated core by adding saturated saline to the core under pressure and then adding ΏΜ5 to the core under pressure. Each core was treated as follows to determine the amount of oil recovered from the core by adding saturated saline followed by ΏΜ5. Oil was initially displaced from the core by the addition of saturated saline to the core under pressure. A core pressure of 1 MPa was applied to the core when saturated saline was added, and the rate of saturated saline into the core was set at 0.05 ml / min. The core was maintained at a temperature of 50 ° C during the displacement of oil from the core with saturated saline. Oil was obtained and collected from the core during the displacement of oil from the core with saturated saline until the cessation of oil flow was observed (24 hours). After the displacement of oil from the core by saturated brine was stopped, the oil was displaced from the core by adding ΏΜ5 to the core under pressure. ΏΜ5 was added to the core at a flow rate of 0.05 ml / min for 32 hours for the first core and for 15 hours for the second core. The oil displaced from the core during the addition of ΏΜ5 to the core was collected separately from the oil displaced by adding saturated saline to the core.
Образцы нефти, собранные из каждого керна с помощью вытеснения насыщенным солевым раствором и с помощью вытеснения ΏΜ5, отделяли от воды экстракцией дихлорметаном, и выделенный органический слой сушили над сульфатом натрия. После испарения летучих компонентов из выделенного, высушенного органического слоя каждого образца нефти количество нефти, вытесненное при добавлении в керн насыщенного солевого раствора, и количество нефти, вытесненное при добавлении в керн ΏΜ5, взвешивали. Летучие компоненты также испаряли из образца ближневосточной асфальтеновой сырой нефти, чтобы иметь возможность внести поправку на потерю легких фракций при испарении. В табл. 8 показано количество нефти, полученной из каждого керна при вытеснении насыщенным солевым раствором и последующем вытеснении ΏΜ5.Oil samples collected from each core by displacement with saturated brine and by displacement ΏΜ5 were separated from the water by extraction with dichloromethane, and the separated organic layer was dried over sodium sulfate. After evaporation of volatile components from the separated, dried organic layer of each oil sample, the amount of oil displaced by adding saturated saline to the core and the amount of oil displaced by adding ΏΜ5 to the core were weighed. Volatile components were also evaporated from a sample of Middle Eastern asphaltene crude oil in order to be able to correct for the loss of light fractions by evaporation. In the table. Figure 8 shows the amount of oil obtained from each core during displacement by saturated saline and subsequent displacement of ΏΜ5.
Таблица 8Table 8
Как показано в табл. 8, ΏΜ5 является достаточно эффективным для извлечения дополнительного количества нефти из керна пласта после извлечения нефти из керна с помощью заводнения насыщенным солевым раствором: извлекается приблизительно 60% нефти, остающейся в керне после заводнения.As shown in the table. 8, ΏΜ5 is effective enough to extract additional oil from the core after extracting oil from the core using saturated brine flooding: approximately 60% of the oil remaining in the core after flooding is recovered.
Настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения упомянутых целей и преимуществ, 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. Более того, на детали конструкции или дизайн, приведенные в настоящем документе, не налагается ограничений, кроме описанных ниже в формуле изобретения. Хотя системы и способы описаны терминами охватывающие, содержащие или включающие в себя различные компоненты или стадии, композиции и способы также могут состоять по существу из или состоять из различных компонентов и стадий. Всякий раз, когда описывается численный диапазон с нижним пределом и верхним пределом, любое число и любой включенный диапазон в пределах данного диапазона являются конкретно раскрытыми. В частности, каждый диапазон значений (в форме от а до Ь или равнозначно от а-Ь), 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 недву- 15 027516 смысленно и ясно патентообладателем.The present invention is well adapted to achieve the aforementioned objects and advantages, as well as the objects and advantages that are integral to the invention. The specific embodiments described above are only illustrative since the present invention can be modified and practiced in various, but equivalent ways, obvious to those skilled in the art, taking advantage of the invention described herein. Moreover, the structural details or design described herein are not limited except as described in the claims below. Although systems and methods are described in terms of covering, containing or including various components or steps, the compositions and methods may also consist essentially of or consist of various components and steps. Whenever a numerical range with a lower limit and an upper limit is described, any number and any included range within a given range are specifically disclosed. In particular, each range of values (in the form from a to b or equivalently from a-b) described herein should be understood as indicating each number and range in a wider range of values. Whenever a numerical range having only a specific lower limit, having only a specific upper limit, or a specific upper limit and a specific lower limit is described, this range also includes any numerical value near a predetermined lower limit and / or a predetermined upper limit. Also, the terms in the claims have their direct ordinary meaning, unless otherwise specified by the patentee in a meaningful and clear manner.
Более того, единственное число элемента, используемое в формуле изобретения, определяется в настоящем документе как означающее один или более указанных элементов.Moreover, the singular element used in the claims is defined herein as meaning one or more of these elements.
Claims (21)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201261664910P | 2012-06-27 | 2012-06-27 | |
| PCT/US2013/047587 WO2014004485A1 (en) | 2012-06-27 | 2013-06-25 | Petroleum recovery process and system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201500059A1 EA201500059A1 (en) | 2015-05-29 |
| EA027516B1 true EA027516B1 (en) | 2017-08-31 |
Family
ID=49776939
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201500059A EA027516B1 (en) | 2012-06-27 | 2013-06-25 | Petroleum recovery process and system |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20140000884A1 (en) |
| EP (1) | EP2867327A4 (en) |
| CN (1) | CN104471019A (en) |
| AU (1) | AU2013280580A1 (en) |
| BR (1) | BR112014032412A2 (en) |
| CA (1) | CA2876189A1 (en) |
| EA (1) | EA027516B1 (en) |
| MX (1) | MX2014014774A (en) |
| WO (1) | WO2014004485A1 (en) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105339585A (en) | 2013-06-27 | 2016-02-17 | 国际壳牌研究有限公司 | Remediation of asphaltene-induced plugging of wellbores and production lines |
| US9309750B2 (en) * | 2014-06-26 | 2016-04-12 | Cameron International Corporation | Subsea on-site chemical injection management system |
| WO2016081336A1 (en) * | 2014-11-17 | 2016-05-26 | Shell Oil Company | Oil recovery process |
| WO2017161556A1 (en) * | 2016-03-25 | 2017-09-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for oil recovery |
| WO2020072514A1 (en) * | 2018-10-02 | 2020-04-09 | University Of Houston System | Optimization technique for co2-eor miscibility management in an oil reservoir |
| CA3135000A1 (en) | 2019-05-01 | 2020-11-05 | Bard Access Systems, Inc. | Puncturing devices, puncturing systems including the puncturing devices, and methods thereof |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3249157A (en) * | 1963-06-06 | 1966-05-03 | Continental Oil Co | Recovery process for producing petroleum |
| US5232049A (en) * | 1992-03-27 | 1993-08-03 | Marathon Oil Company | Sequentially flooding a subterranean hydrocarbon-bearing formation with a repeating cycle of immiscible displacement gases |
| US20090025935A1 (en) * | 2005-04-14 | 2009-01-29 | Johan Jacobus Van Dorp | System and methods for producing oil and/or gas |
| US20110108269A1 (en) * | 2007-11-19 | 2011-05-12 | Claudia Van Den Berg | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| US20110146979A1 (en) * | 2009-12-17 | 2011-06-23 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated enhanced oil recovery process |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3354953A (en) * | 1952-06-14 | 1967-11-28 | Pan American Petroleum Corp | Recovery of oil from reservoirs |
| CA1018058A (en) * | 1973-10-15 | 1977-09-27 | Texaco Development Corporation | Combination solvent-noncondensible gas injection method for recovering petroleum from viscous petroleum-containing formations including tar sand deposits |
| US4699709A (en) * | 1984-02-29 | 1987-10-13 | Amoco Corporation | Recovery of a carbonaceous liquid with a low fines content |
| US5866814A (en) * | 1997-09-30 | 1999-02-02 | Saudi Arabian Oil Company | Pyrolytic oil-productivity index method for characterizing reservoir rock |
| WO2009012374A1 (en) * | 2007-07-19 | 2009-01-22 | Shell Oil Company | Methods for producing oil and/or gas |
| US20110272151A1 (en) * | 2008-07-02 | 2011-11-10 | Andreas Nicholas Matzakos | Systems and methods for producing oil and/or gas |
-
2013
- 2013-06-25 AU AU2013280580A patent/AU2013280580A1/en not_active Abandoned
- 2013-06-25 US US13/926,850 patent/US20140000884A1/en not_active Abandoned
- 2013-06-25 EP EP13808699.6A patent/EP2867327A4/en not_active Withdrawn
- 2013-06-25 WO PCT/US2013/047587 patent/WO2014004485A1/en active Application Filing
- 2013-06-25 CA CA2876189A patent/CA2876189A1/en not_active Abandoned
- 2013-06-25 MX MX2014014774A patent/MX2014014774A/en unknown
- 2013-06-25 BR BR112014032412A patent/BR112014032412A2/en not_active Application Discontinuation
- 2013-06-25 EA EA201500059A patent/EA027516B1/en not_active IP Right Cessation
- 2013-06-25 CN CN201380038269.2A patent/CN104471019A/en active Pending
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3249157A (en) * | 1963-06-06 | 1966-05-03 | Continental Oil Co | Recovery process for producing petroleum |
| US5232049A (en) * | 1992-03-27 | 1993-08-03 | Marathon Oil Company | Sequentially flooding a subterranean hydrocarbon-bearing formation with a repeating cycle of immiscible displacement gases |
| US20090025935A1 (en) * | 2005-04-14 | 2009-01-29 | Johan Jacobus Van Dorp | System and methods for producing oil and/or gas |
| US20110108269A1 (en) * | 2007-11-19 | 2011-05-12 | Claudia Van Den Berg | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| US20110146979A1 (en) * | 2009-12-17 | 2011-06-23 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated enhanced oil recovery process |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112014032412A2 (en) | 2017-06-27 |
| EP2867327A4 (en) | 2016-04-06 |
| AU2013280580A1 (en) | 2014-12-18 |
| CA2876189A1 (en) | 2014-01-03 |
| US20140000884A1 (en) | 2014-01-02 |
| CN104471019A (en) | 2015-03-25 |
| EP2867327A1 (en) | 2015-05-06 |
| EA201500059A1 (en) | 2015-05-29 |
| WO2014004485A1 (en) | 2014-01-03 |
| MX2014014774A (en) | 2015-02-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2652774C2 (en) | Oil recovery system and method | |
| US7926561B2 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| US20140000886A1 (en) | Petroleum recovery process and system | |
| EA027516B1 (en) | Petroleum recovery process and system | |
| US20140360727A1 (en) | Remediation of asphaltene-induced plugging of an oil-bearing formation | |
| CN104870744A (en) | Process for producing oil | |
| RU2666823C2 (en) | Remediation of asphaltene-induced plugging of wellbores and production lines | |
| EA028262B1 (en) | Petroleum recovery process and system | |
| US9334717B2 (en) | Enhanced oil recovery method | |
| US20140000882A1 (en) | Petroleum recovery process and system | |
| WO2016081336A1 (en) | Oil recovery process | |
| US20140000883A1 (en) | Petroleum recovery process and system | |
| RU2662811C2 (en) | Systems and methods for producing acid gas dimethyl sulphide | |
| US20150175873A1 (en) | Oil recovery process, system, and composition | |
| US20160186042A1 (en) | Enhanced oil recovery process | |
| RU2457322C1 (en) | Oil deposit development method |
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 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): AZ KZ RU |