EA028262B1 - Способ и система извлечения нефти - Google Patents
Способ и система извлечения нефти Download PDFInfo
- Publication number
- EA028262B1 EA028262B1 EA201500057A EA201500057A EA028262B1 EA 028262 B1 EA028262 B1 EA 028262B1 EA 201500057 A EA201500057 A EA 201500057A EA 201500057 A EA201500057 A EA 201500057A EA 028262 B1 EA028262 B1 EA 028262B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- oil
- composition
- formation
- reservoir
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 59
- 230000008569 process Effects 0.000 title abstract description 3
- 238000004391 petroleum recovery Methods 0.000 title 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 478
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 268
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 211
- QMMFVYPAHWMCMS-UHFFFAOYSA-N Dimethyl sulfide Chemical compound CSC QMMFVYPAHWMCMS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 132
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 77
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 77
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 19
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 9
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 5
- 238000009472 formulation Methods 0.000 abstract 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 647
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 199
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 78
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 74
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 56
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 37
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 36
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 36
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 34
- YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N Dichloromethane Chemical compound ClCCl YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 30
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 26
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 23
- XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acetate Chemical compound CCOC(C)=O XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 20
- HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N Chloroform Chemical compound ClC(Cl)Cl HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 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
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 15
- 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
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 13
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 10
- 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
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 9
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- -1 CO 2 Substances 0.000 description 7
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 7
- 229920000642 polymer Polymers 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
- 230000001483 mobilizing effect Effects 0.000 description 6
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 5
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000007790 solid phase Substances 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
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 238000004821 distillation Methods 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
- 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
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 239000006028 limestone Substances 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
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 3
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 3
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000010443 alginic acid Nutrition 0.000 description 2
- 229920000615 alginic acid Polymers 0.000 description 2
- 150000004781 alginic acids Chemical class 0.000 description 2
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 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
- PBOSTUDLECTMNL-UHFFFAOYSA-N lauryl acrylate Chemical compound CCCCCCCCCCCCOC(=O)C=C PBOSTUDLECTMNL-UHFFFAOYSA-N 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
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 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
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 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
- 229920002907 Guar gum Polymers 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
- 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
- 238000010521 absorption reaction Methods 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
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 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
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram 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
- 230000002708 enhancing effect Effects 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
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 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
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 1
- GBSRRQISIWGCNC-UHFFFAOYSA-N methyl propane-1-sulfonate Chemical compound CCCS(=O)(=O)OC GBSRRQISIWGCNC-UHFFFAOYSA-N 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
- 239000000346 nonvolatile oil Substances 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 235000019422 polyvinyl alcohol Nutrition 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
- 238000010561 standard procedure Methods 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
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- 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
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
Предложены система и способ для извлечения нефти из пласта. Композицию для извлечения нефти, содержащую по меньшей мере 75 мол.% диметилсульфида, которая смешивается при первом контакте с жидкой нефтяной композицией, вводят в нефтеносный пласт, и нефть и композицию для извлечения нефти добывают из пласта. Добытую композицию для извлечения нефти отделяют от добытой нефти, и добытую композицию для извлечения нефти вводят в пласт.
Description
Изобретение относится к способу извлечения нефти из пласта, в частности, настоящее изобретение относится к способу повышения нефтеотдачи пласта.
Уровень техники
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 используется 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.
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.
Извлечение и повторное использование таких химических растворителей после введения растворителя в пласт для повышения нефтедобычи желательно для уменьшения количества свежего растворителя, требующегося в способе. Значительные количества некоторых растворителей могут быть потеряны в пласте и не могут быть извлечены, например, из-за смешивания с остаточной водой в пласте. Другие растворители могут представлять трудности для отделения от нефти и/или воды после добычи из пласта.
Желательны улучшения существующих способов ΕΘΚ. Например, желательны способы ΕΘΚ с использованием химических растворителей, которые повышают извлечение нефти из пласта при одновременном сведении к минимуму закисления пласта, сведении к минимуму потери растворителя ΕΘΚ; повышении повторной добычи растворителя ΕΘΚ для повторного использования в добыче нефти; и при сведении к минимуму необходимости очистки пласта в результате токсичности растворителя ΕΘΚ.
Раскрытие изобретения
В одном аспекте настоящее изобретение относится к способу добычи 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;
осуществляют контактирование композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте; добывают нефть из пласта после контактирования композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте; и добывают композицию для извлечения нефти из пласта после введения композиции для извлечения нефти в пласт.
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;
нефтеносный пласт;
средство для введения композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт;
средство для добычи нефти из нефтеносного пласта после введения в пласт композиции для извлечения нефти;
средство для добычи композиции для извлечения нефти из пласта после введения композиции для
- 1 028262 извлечения нефти в пласт; и средство для введения добытой композиции для извлечения нефти в пласт.
Краткое описание чертежей
Один или несколько вариантов осуществления в соответствии с настоящим описанием представлены на чертежах лишь в качестве примера, а не в качестве ограничения. На фигурах одинаковые номера позиций относятся к одним и тем же или аналогичным элементам.
На фиг. 1 представлена иллюстрация системы добычи нефти в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 2 представлена иллюстрация системы добычи нефти в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 3 представлена иллюстрация системы добычи нефти в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 4 представлена схема расположения скважин для добычи нефти в соответствии с системой и способом настоящего изобретения.
На фиг. 5 представлена схема расположения скважин для добычи нефти в соответствии с системой и способом настоящего изобретения.
На фиг. 6 представлен график, иллюстрирующий извлечение нефти из нефтеносных песков при 30°С при использовании различных растворителей.
На фиг. 7 представлен график, иллюстрирующий извлечение нефти из нефтеносных песков при 10°С при использовании различных растворителей.
На фиг. 8 представлен график, иллюстрирующий влияние увеличения концентрации диметилсульфида на понижение вязкости западноафриканской парафинистой сырой нефти.
На фиг. 9 представлен график, иллюстрирующий влияние увеличения концентрации диметилсульфида на понижение вязкости ближневосточной асфальтеновой сырой нефти.
На фиг. 10 представлен график, иллюстрирующий влияние увеличения концентрации диметилсульфида на понижение вязкости канадской асфальтеновой сырой нефти.
Осуществление изобретения
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 смесь может добываться из пласта, благодаря чему осуществляется извлечение нефти и композиции для извлечения нефти из пласта. Добытая композиция для извлечения нефти может быть отделена от по меньшей мере части добытой нефти и может быть введена в пласт. Дополнительная нефть может быть добыта из пласта после введения добытой композиции для извлечения нефти в пласт. Добытая композиция для извлечения нефти содержит по меньшей мере 75 мол.% диметилсульфида и может содержать С3-С8алифатические и ароматические углеводороды, выделенные из нефти, добытой из пласта, в дополнение к компонентам исходной композиции для извлечения нефти.
Некоторые термины, употребляемые в настоящем документе, определяются следующим образом:
Асфальтены, как употребляется в настоящем документе, определяются как углеводороды, которые нерастворимы в н-гептане и растворимы в толуоле.
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.
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.
Нефть, как употребляется в настоящем документе, обозначает встречающуюся в природе смесь углеводородов, которая может также содержать соединения серы, азота, кислорода и металлов.
Остаток, как употребляется в настоящем документе, относится к нефтяным компонентам, которые имеют интервалы температур кипения свыше 538°С (1000°Р) при 0,101 МПа, определяемые методом ΆδΤΜ Ό7169.
- 2 028262
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% масс, 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. Композиция для извлечения нефти может состоять существенным образом из диметилсульфида или может состоять из диметилсульфида.
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.
Композиция для извлечения нефти, предназначенная для использования в способе или системе настоящего изобретения, является смешивающейся при первом контакте в жидкой фазе или в газовой фазе 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 Л8ТМ Ό7169. Композиция для извлечения нефти может быть смешивающейся при первом контакте с жидкой фазой остатка и с жидкой фазой асфальтенов в жидкой фазе нефти, 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 Л8ТМ 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.
Композиция для извлечения нефти может быть смешивающейся при первом контакте с углеводородными композициями, например, 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.
Композиция для извлечения нефти, предназначенная для использования в способе или системе настоящего изобретения, предпочтительно имеет низкую вязкость. Композиция для извлечения нефти может быть ньютоновской 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.
Композиция для извлечения нефти, предназначенная для использования в способе или системе настоящего изобретения, имеет относительно низкую плотность. Композиция для извлечения нефти может
- 3 028262 иметь плотность не более 0,9 г/см3 или не более 0,85 г/см3.
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.
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 ЬО50 (мышь и крыса) от 535 до 3700 мг/кг, острую кожную токсичность ЬО50 (кролик) более 5000 мг/кг, и острую токсичность при вдыхании ЬС50 (крыса) 40250 ч/млн при 4-часовом воздействии.
В способе настоящего изобретения композицию для извлечения нефти вводят в нефтеносный пласт, и система настоящего изобретения содержит нефтеносный пласт. Нефтеносный пласт содержит нефть, которая может быть выделена и добыта из пласта после контактирования с композицией для извлечения нефти. Нефть нефтесодержащего пласта может быть 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 Л8ТМ 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.%.
Нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может быть средней нефтью или относительно легкой нефтью, содержащий 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.%.
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.
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 шш 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.
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.
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 композиция для извлечения нефти, нефть, 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 композиция для извлечения нефти, нефть, 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
- 4 028262 может иметь проницаемость от 0,00001 до 15 Д, или от 0,001 до 1 Д. 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.
Нефть в нефтеносном пласте может находиться в порах внутри пористого матричного материала пласта. Нефть в нефтеносном пласте может быть неподвижна 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.
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 находиться с неподвижной нефтью 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.
Обратимся теперь к фиг. 1, на которой показана система 100 настоящего изобретения для осуществления способа настоящего изобретения. Описанная выше композиция для извлечения нефти может быть обеспечена оборудованием 101 хранения композиции для извлечения нефти, при функционировании, связанном по текучей среде с оборудованием 103 закачивания/добычи с помощью трубопровода 105. Оборудование 103 закачивания/добычи может быть при функционировании связано по текучей среде со скважиной 107, которая может простираться от оборудования 103 закачивания/добычи внутрь подземного нефтеносного пласта 109, такого как описан выше, включающего в себя один или несколько участков 111, 113 и 115 пласта, образованных из материалов с пористыми матрицами, таких как описано выше, расположенных под перекрывающими породами 117. Как показано стрелкой вниз в скважине 107, композиция для извлечения нефти может поступать из оборудования 103 закачивания/добычи через скважину для введения в пласт 109, например, в участок 113 пласта, причем оборудование 103 закачивания/добычи и скважина 107, или сама скважина 107, содержат (содержит) средство для введения композиции для извлечения нефти в пласт 109. Средство для введения композиции для извлечения нефти в пласт 109 может содержать насос 110 для доставки композиции для извлечения нефти к перфорациям или отверстиям в скважине, через которые композиция для извлечения нефти может быть закачана в пласт.
Композицию для извлечения нефти вводят в пласт 109, например, с помощью закачивания в пласт путем подачи в пласт насосом композиции для извлечения нефти. Композицию для извлечения нефти можно вводить в пласт при давлении, превышающем мгновенное давления в пласте, чтобы заставить композицию для извлечения нефти поступать 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.
Некоторое количество композиции для извлечения нефти можно вводить в пласт с образованием мобилизованной смеси нефти и композиции для извлечения нефти. Количество композиции для извлечения нефти, вводимой в пласт, может быть достаточным для образования мобилизованной смеси композиции для извлечения нефти и нефти, которая может содержать по меньшей мере 1 об.%, или по меньшей мере 2 об.%, или по меньшей мере 5 об.%, или по меньшей мере 10 об.%, или по меньшей мере 20 об.%, или по меньшей мере 30 об.%, или по меньшей мере 40 об.%, или по меньшей мере 50 об.%, или более 50 об.% композиции для извлечения нефти.
По мере введения композиции для извлечения нефти в пласт 109, композиция для извлечения нефти распространяется в пласт, как показано стрелками 119. Непосредственно после введения в пласт 109 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, при этом композиция для извлечения нефти мобилизует по меньшей мере часть нефти 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.
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 компо- 5 028262 зиции для извлечения нефти может находиться в диапазоне от примерно 0,2 сП до примерно 0,35 сП при температурных условиях пласта. Вязкость воды пласта может находиться в диапазоне от примерно 0,7 сП 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 нефть.
Композиция для извлечения нефти может быть оставлена для впитывания в пласте после введения композиции для извлечения нефти в пласт для контактирования, смешивания с нефтью и мобилизации нефти в пласте. Композиция для извлечения нефти может быть оставлена для впитывания в пласте на некоторый период времени от примерно 1 ч до примерно 15 дней, предпочтительно от примерно 5 ч до примерно 50 ч.
После введения композиции для извлечения нефти в пласт 109 и после периода впитывания нефть может быть извлечена и добыта из пласта 109, как показано на фиг. 2. Композицию для извлечения нефти, предпочтительно в смеси с нефтью, также извлекают и добывают из пласта 109, и, необязательно, газ и воду из пласта также извлекают и добывают из пласта 109. Система содержит средство для добычи нефти и средство для добычи композиции для извлечения нефти, и может содержать средство для добычи газа и средство для добычи воды из пласта 109 после введения композиции для извлечения нефти в пласт, например, после завершения введения композиции для извлечения нефти в пласт. Предпочтительно средство для добычи нефти и композиции для извлечения нефти, и необязательно, газа и воды, является одним и тем же средством. Средство для извлечения и добычи нефти и композиции для извлечения нефти и, необязательно, газа и воды из пласта 109 может содержать насос 112, который может находиться в оборудовании 103 закачивания/добычи и/или внутри скважины 107, и который откачивает нефть и композицию для извлечения нефти и, необязательно, газ и воду из пласта для подачи нефти и композиции для извлечения нефти и, необязательно, газа и воды в оборудование 103.
В качестве альтернативы средство для извлечения и добычи нефти и композиции для извлечения нефти, и необязательно, газа и воды из пласта 109 может содержать компрессор 114. Компрессор 114 может быть при функционировании связан по текучей среде с помощью трубопровода 116 с резервуаром 129 для хранения газа и может сжимать газ из резервуара для хранения газа для закачивания в пласт 109 через скважину 107. Компрессор может сжимать газ до давления, достаточного для проведения добычи нефти и композиции для извлечения нефти, и необязательно, газа и воды из пласта через скважину 107, при этом подходящее давление может быть определено общепринятыми способами, известными специалистам. Сжатый газ можно закачивать в пласт из другого положения скважины 107, чем положение скважины, в котором нефть и композицию для извлечения нефти, и необязательно, воду и газ добывают из пласта, например, сжатый газ можно закачивать в пласт на участке 111 пласта, тогда как нефть, композицию для извлечения нефти, воду и газ добывают из пласта на участке 113 пласта.
Смесь нефти и композиции для извлечения нефти, необязательно смешанная с водой и газом, может отводиться из пласта 109, например, из участка 113 пласта, как показано стрелками 121, и направляться обратно вверх по скважине 107 к оборудованию 103 закачивания/добычи. Нефть может быть отделена от добытой композиции для извлечения нефти, воды и газа в сепарационной установке 123. Сепарационная установка может быть образована традиционным газожидкостным сепаратором для отделения газа от нефти, добытой композиции для извлечения нефти и воды; традиционным сепаратором углеводородов и воды для отделения воды от нефти и добытой композиции для извлечения нефти; и традиционной ректификационной колонной для отделения добытой композиции для извлечения нефти от нефти. Для удобства отделения добытой композиции для извлечения нефти от нефти добытая композиция для извлечения нефти может быть отделена от нефти, так что полученная композиция для извлечения нефти будет содержать С3-С8 или С3-С6 алифатические и ароматические углеводороды, происходящие из нефти, добытой из пласта, и не присутствующие в исходной композиции для извлечения нефти. Добытая композиция для извлечения нефти может иметь состав исходной композиции для извлечения нефти плюс до 25 мол.% С3-С8 алифатических и ароматических углеводородов, полученных из пласта, при этом добытая композиция для извлечения нефти содержит из по меньшей мере 75 мол.% диметилсульфида.
Отделенная нефть может быть подана из сепарационной установки 123, входящей в состав оборудования 103 закачивания/добычи, в резервуар 125 для хранения жидкости, который может быть при функционировании связан по текучей среде с помощью трубопровода 127 с сепарационной установкой в составе оборудования закачивания/добычи. Отделенный газ может быть подан из сепарационной установки 123, входящей в состав оборудования 103 закачивания/добычи, в резервуар 129 для хранения газа, который может быть при функционировании связан по текучей среде с помощью трубопровода 131 с сепарационной установкой в составе оборудования закачивания/добычи. Отделенная вода может быть подана из сепарационной установки 123, входящей в состав оборудования 103 закачивания/добычи, в резервуар 135 для воды, который может быть при функционировании связан по текучей среде с помощью трубопровода 137 с сепарационной установкой в составе оборудования закачивания/добычи. Резервуар 135 для воды может быть при функционировании связан по текучей среде с помощью трубопровода 139 со средством 110 закачивания композиции для извлечения нефти в пласт для повторной закачки воды, добытой из пласта, обратно в пласт.
- 6 028262
Отделенная добытая композиция для извлечения нефти, необязательно содержащая С3-С8 или С3-С6 углеводороды, происходящие из пласта, может быть подана из сепарационной установи 123, входящей в состав оборудования закачивания/добычи, в оборудование 101 хранения композиции для извлечения нефти, которое может быть при функционировании связано по текучей среде с помощью трубопровода 133 с сепарационной установкой в составе оборудования закачивания/добычи, причем добытая композиция для извлечения нефти может быть смешана с композицией для извлечения нефти. В качестве альтернативы, отделенная добытая композиция для извлечения нефти, необязательно содержащая С3-С8 или С3-С6 углеводороды, происходящие из нефти, может быть подана из сепарационной установки 123, входящей в состав оборудования 103 закачивания/добычи, в средство 110 закачивания композиции для извлечения нефти в пласт для повторного закачивания добытой композиции для извлечения нефти в пласт 109, причем сепарационная установка 123 может быть при функционировании связана по текучей среде с помощью трубопровода 118 со средством 110 закачивания для подачи добытой композиции для извлечения нефти из сепарационной установки 123 в средство 110 для закачивания композиции для извлечения нефти в пласт.
После извлечения и добычи по меньшей мере части нефти и по меньшей мере части композиции для извлечения нефти из пласта 109, по меньшей мере часть добытой композиции для извлечения нефти вводят в пласт для мобилизации по меньшей мере части нефти, остающейся в пласте, для извлечения и добычи. Добытую композицию для извлечения нефти можно подавать в смеси со свежей композицией для извлечения нефти, например, из оборудования 101 хранения композиции для извлечения нефти после добавления добытой композиции для извлечения нефти к композиции для извлечения нефти в оборудовании хранения композиции для извлечения нефти, или, например, с помощью смешивания добытой композиции для извлечения нефти из сепарационной установки со свежей композицией для извлечения нефти из оборудования 101 хранения композиции для извлечения нефти в первом оборудовании 103 закачивания/добычи. Количество добытой композиции для извлечения нефти или смеси добытой композиции для извлечения нефти и свежей композиции для извлечения нефти, закачиваемое в пласт 109, может быть увеличено по сравнению с количеством композиции для извлечения нефти, первоначально закачанным в пласт 109, для увеличения объема порового пространства пласта, который подвергается воздействию, по сравнению с объемом порового пространства пласта, подвергаемого воздействию при первоначальном закачивании композиции для извлечения нефти. Дополнительная часть нефти, остающаяся в пласте, может быть мобилизована, извлечена и добыта из скважины после закачивания добытой композиции для извлечения нефти или смеси добытой композиции для извлечения нефти и свежей композиции для извлечения нефти описанным выше способом. Последующие дополнительные порции композиции для извлечения нефти и/или добытой композиции для извлечения нефти могут закачиваться в пласт для дополнительного извлечения и добычи нефти из пласта 109, по усмотрению.
Обратимся теперь к фиг. 3, 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.
Композицию для: извлечения нефти можно вводить 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 можно закачивать в пласт 205 через первую скважину 201, может быть таким же, как описано выше в отношении закачивания и добычи при использовании одиночной скважины.
Объем композиции для извлечения нефти, введенной в пласт 205 через первую скважину 201, мо- 7 028262 жет 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.
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. Как отмечалось выше, композиция для извлечения нефти может иметь вязкость того же самого порядка величины, что и вязкость воды в пласте при температурных условиях пласта, что дает возможность композиции для извлечения нефти вытеснять воду из пор пласта, с проникновением в поры и с контактированием, смешиванием и мобилизацией содержащейся в них нефти.
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 смешивающуюся с нефтью композицию можно вводить в пласт 205 через перв;ую 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 контактировать, 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.
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.
Подходящие полимеры для использования в водном растворе полимера не смешивающейся с нефтью композиции могут включать, в числе прочего, полиакриламиды, частично гидролизованные полиакриламиды, полиакрилаты, этиленовые сополимеры, биополимеры, карбоксиметилцеллюлозу, поливиниловые спирты, полистиролсульфонаты, поливинилпирролидон, ΛΜΡ8 (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, альгиновые кислоты и соли альгиновых кислот. В некоторых вариантах осуществления полимеры могут быть сшиты ίη δίΐιι в пласте 205. В других вариантах осуществления полимеры могут быть образованы ίη δίΐιι в пласте 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
- 8 028262 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.
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.
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 перемещения по меньшей мере части мобилизованной смеси нефти/композиции для извлечения нефти и любой несмешанной 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 композиции для извлечения нефти, введенной непосредственно перед введением газовой фазы не смешивающейся с нефтью композиции.
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) 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.
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 вводать 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
- 9 028262 периодом времени. Столько, сколько необходимо чередующихся порций композиции для извлечения нефти и не смешивающейся с нефтью композиции можно вводить в пласт через первую скважину.
Нефть может быть мобилизована для добычи из пласта 205 через вторую скважину 203 с помощью введения композиции для извлечения нефти, и необязательно, не смешивающейся с нефтью композиции в пласт, при этом мобилизованная нефть перемещается через пласт для добычи из второй скважины, как показано стрелками 229, за счет введения композиции для извлечения нефти и, необязательно, 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 в пласт через первую скважину 201.
После введения композиции для извлечения нефти в пласт 205 через первую скважину 201 нефть и композиция для извлечения нефти могут быть извлечены и добыты из пласта через вторую скважину 203. Система может содержать средство, находящееся на второй скважине, для извлечения и добычи нефти и композиции для извлечения нефти из пласта 205 после введения композиции для извлечения нефти в пласт, и может содержать средство, находящееся на второй скважине, для извлечения и добычи 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 композиции для извлечения нефти, и, необязательно, 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 композицию для извлечения нефти, и, необязательно, не смешивающуюся с нефтью композицию, воду и/или газ из пласта 205 через перфорации во второй скважине 203 для подачи нефти и композиции для извлечения нефти, и, необязательно, не смешивающейся с нефтью композиции, воды и/или газа ко второму оборудованию 231 закачивания/добычи.
В качестве альтернативы средство для извлечения и добычи нефти и композиции для извлечения нефти, и, необязательно, - 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 проведения добычи нефти и композиции для извлечения нефти, и, необязательно, 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 композицию для извлечения нефти, и, необязательно, 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.
Смесь нефти и композиции для извлечения нефти, необязательно вместе с 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 добытой 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 композиции для извлечения нефти, и, необязательно, не смешивающейся с нефтью композиции, газа и/или воды из пласта. Сепарационная установка 235 может быть образована традиционным газожидкостным сепаратором для отделения газа от нефти, добытой композиции для извлечения нефти, жидкой не смешивающейся с нефтью композиции (если имеется) и воды; традиционным сепаратором углеводородов и воды для отделения нефти и добытой композиции для извлечения нефти от воды и, необязательно, от жидкой не смешивающейся с нефтью композиции; традиционной ректификационной колонной для отделения добытой композиции для извлечения нефти и, необязательно, содержащей С3-С8 или С3-С6 алифатические и ароматические углеводороды, происходящие из пласта, как отмечалось выше, от нефти; и, необязательно, сепаратором для отделения жидкой не смешивающейся с нефтью композиции от воды.
Отделенная 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,
- 10 028262 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 второго оборудования 231 закачивания/добычи. Отделенная 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 композиция для извлечения нефти, необязательно содержащая С3-С8 или С3-С6 углеводороды, происходящие из пластовой нефти, 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 для извлечения нефти. В качестве альтернативы, отделенная добытая композиция для извлечения нефти, необязательно содержащая С3-С8 или С3-С6 алифатические и/или ароматические углеводороды, происходящие из пластовой нефти, может подаваться из сепарационной установки 235 во втором оборудовании 231 закачивания/добычи к средству 221 закачивания по трубопроводу 238 для повторного закачивания добытой композиции для извлечения нефти в пласт 205. В качестве альтернативы, отделенная добытая композиция для извлечения нефти может подаваться из сепарационной установки к средству закачивания, такому как насос 251 во втором оборудовании 231 закачивания/добычи по трубопроводу 240 для закачивания в пласт 205 через вторую скважину 203, как описано ниже, необязательно вместе со свежей композицией для извлечения нефти.
После извлечения и добычи по меньшей мере части нефти и по меньшей мере части композиции для извлечения нефти из пласта 205, по меньшей мере часть добытой композиции для извлечения нефти вводят в пласт для мобилизации по меньшей мере части нефти, остающейся в пласте, для извлечения и добычи. Добытую композицию для извлечения нефти можно подавать для введения в пласт 205 в смеси со свежей композицией для извлечения нефти, например, из оборудования 215 хранения композиции для извлечения нефти после добавления добытой композиции для извлечения нефти к композиции для извлечения нефти в оборудовании хранения композиции для извлечения нефти, или, например, с помощью смешивания добытой композиции для извлечения нефти из сепарационной установки 235 со свежей композицией для извлечения нефти из оборудования 101 хранения композиции для извлечения нефти в первом оборудовании 217 закачивания/добычи или во втором оборудовании 231 закачивания/добычи, как описано более подробно ниже. Дополнительная часть нефти, остающаяся в пласте, может быть мобилизована, извлечена и добыта из второй скважины 203 после закачивания добытой композиции для извлечения нефти или смеси добытой композиции для извлечения нефти и дополнительной композиции для извлечения нефти в пласт описанным выше способом. Последующие дополнительные порции композиции для извлечения нефти и/или добытой композиции для извлечения нефти можно закачивать в пласт для дополнительного извлечения и добычи нефти из пласта 205, по усмотрению.
В варианте осуществления системы и способа настоящего изобретения первая скважина 201 может использоваться для закачивания композиции для извлечения нефти, в том числе имеющейся добытой композиции для извлечения нефти, в пласт 205, а вторая скважина 203 может использоваться для добычи нефти и композиции для извлечения нефти из пласта, как описано выше, в течение первого периода времени; и вторая скважина 203 может использоваться для закачивания композиции для извлечения нефти, в том числе имеющейся добытой композиции для извлечения нефти, 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 и композиции для извлечения 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 средство, как насос 251, которое при функционировании связано по текучей среде с помощью трубопровода 253 с оборудованием 215 хранения композиции для извлечения нефти и, необязательно, при функционировании связано 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 которое при функционировании связано по текучей среде со второй скважиной 203 для введения композиции для извлечения нефти и/или добытой 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 и/или добытой композиции для извлечения нефти в пласт через вторую скважину. Первое оборудование 217 закачивания/добычи может содержать такое средство, как насос 257 или компрессор 258, для добычи нефти и композиции для извлечения нефти, и, необязательно, 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, добытой композиции для извлечения нефти, не смешивающейся с нефтью композиции, воды и/или газа. Сепарационная установка
- 11 028262
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 добытой композиции для извлечения нефти, необязательно, в сочетании с С3-С8 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 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 не смешивающейся с нефтью композиции по трубопроводу 268.
Сепарационная установка 259 может быть при функционировании связана по текучей среде с помощью трубопровода 263 с оборудованием 215 хранения композиции для 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.
Первая скважина 201 может использоваться для введения композиции для извлечения нефти и/или добытой композиции для извлечения нефти и, необязательно, после введения композиции для извлечения нефти через первую скважину, 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 закачивания композиции для извлечения нефти и/или добытой композиции для извлечения нефти, и, необязательно, после введения композиции для извлечения нефти через вторую скважину, 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. Может проводиться несколько циклов, которые включают чередование первой скважины 201 и второй скважины 203 между введением композиции для извлечения нефти и/или добытой композиции для извлечения нефти в пласт 205 и, необязательно, введением не смешивающейся с нефтью композиции в пласт после введения композиции для извлечения нефти и/или добытой композиции для извлечения нефти, 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. В некоторых вариантах осуществления композицию для извлечения нефти и/или добытую композицию для извлечения нефти можно вводить в пласт в начале цикла, а не смешивающуюся с нефтью композицию можно вводить 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.
Обратимся теперь к фиг. 4, 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.
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.
- 12 028262
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.
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.
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.
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.
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.
Обратимся теперь к фиг. 5, 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. 4. 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 скважина системы и способа может включать в себя множество вторых скважин, изображенное как вторая группа 404 скважин в схеме 400 расположения.
Композиция для извлечения нефти и/или добытая композиция для извлечения нефти могут быть закачаны в первую группу 402 скважин, и нефть и композиция для извлечения нефти могут быть извлечены и добыты из второй группы 404 скважин. Как проиллюстрировано, композиция для извлечения нефти и/или добытая композиция для извлечения нефти может иметь профиль 406 нагнетания, и нефть и композиция для извлечения нефти может быть добыта из второй группы 404 скважин, имеющей профиль 408 извлечения нефти.
Композиция для извлечения нефти и/или добытая композиция для извлечения нефти могут быть закачаны во вторую группу 404 скважин, и нефть и композиция для извлечения нефти могут быть добыты из первой группы 402 скважин. Как проиллюстрировано, композиция для извлечения нефти и/или добытая композиция для извлечения нефти может иметь профиль 408 нагнетания, и нефть и композиция для извлечения нефти может быть добыта из первой группы 402 скважин, имеющей профиль 406 извлечения нефти.
Первая группа 402 скважин может использоваться для закачивания композиции для извлечения нефти и/или добытой композиции для извлечения нефти, 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/или добытой композиции для извлечения нефти, 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. Композиция для извлечения нефти добывается из второй группы 404 скважин в течение по меньшей мере части: первого периода времени и добывается из первой группы 402 скважин в течение по меньшей мере части второго периода времени. В некоторых вариантах осуществлена может осуществляться несколько циклов, которые включают чередование первой и второй групп 402 и 404 скважин между закачиванием композиции для извлечения нефти и/или добытой композиции для извлечения нефти и добычей нефти и композиции для извлечения нефти из пласта, при этом одна группа скважин является нагнетательной, а другая является добывающей в течение первого периода времени, и потом они меняются функциями в течение второго периода времени.
- 13 028262
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.
Пример 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°С 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 находилось в диапазоне 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.
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 далее 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.
Таблица 1. Обобщение результатов экспериментов по экстракции битуминозных песков различными текучими средами
| Экстракционная текучая среда | Темпе ратура, °С | Вес твердой фазы на входе, г | Вес твердой фазы на выходе, г | Изменение веса, г | Извлеченный битум, г | Эксперименталь ная сходимость в весе, % |
| Сероуглерод | 30 | 151,1 | 134,74 | 16,4 | 16,43 | 100,0 |
| Сероуглерод | 10 | 151,4 | 134,62 | 16,8 | 16,62 | 99,9 |
| Хлороформ | 30 | 153,7 | 134,3 | 19,4 | 18,62 | 99,5 |
| Хлороформ | 10 | 156,2 | 137,5 | 18,7 | 17,85 | 99,5 |
| Дихлорметан | 30 | 155,8 | 138,18 | 17,7 | 16,30 | 99,1 |
| Дихлорметан | 10 | 155,2 | 136,33 | 18,9 | 17,66 | 99,2 |
| о-ксилол | 30 | 156,1 | 136,58 | 19,5 | 17,37 | 98,6 |
| о-ксилол | 10 | 154,0 | 136,66 | 17,3 | 17,36 | 100,0 |
| Тетрагидрофуран | 30 | 154,7 | 136,73 | 18,0 | 17,67 | 99,8 |
| Т етрагидрофуран | 10 | 154,7 | 136,98 | 17,7 | 16,72 | 99,4 |
| Этилацетат | 30 | 153,5 | 135,81 | 17,7 | 11,46 | 96,0 |
| Этилацетат | 10 | 155,7 | 144,51 | 11,2 | 10,32 | 99,4 |
| Пентан | 30 | 154,0 | 139,11 | 14,9 | 13,49 | 99,1 |
| Пентан | 10 | 152,7 | 138,65 | 14,1 | 13,03 | 99,3 |
| Диметилсульфид | 30 | 154,2 | 137,52 | 16,7 | 16,29 | 99,7 |
| Диметилсульфид | 10 | 151,7 | 134,77 | 16,9 | 16,55 | 99,7 |
На фиг. 6 представлен график, показывающий массовый процент выхода экстрагированного битума в зависимости от экстракционной текучей среды при 30°С, с использованием поправочного коэффициента для остаточной экстракционной текучей среды в извлеченном битуме, и на фиг. 7 представлен анало- 14 028262 гичный график для экстракции при 10°С без поправочного коэффициента. На фиг. 6 и 7 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.
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.
Таблица 2. ЗАКА-анализ экстрагированных образцов битума в зависимости от экстракционной текучей среды
Нормализованный массовый процент в составе нефти
| Экстракционная текучая среда | Насыщенные углеводороды | Ароматические соединения | Смолы | Асфальтены |
| Этилацетат | 21,30 | 53,72 | 22,92 | 2,05 |
| Пентан | 22,74 | 54,16 | 22,74 | 0,36 |
| Дихлорметан | 15,79 | 44,77 | 24,98 | 14,45 |
| Диметилсульфид | 15,49 | 47,07 | 24,25 | 13,19 |
| Сероуглерод | 18,77 | 41,89 | 25,49 | 13,85 |
| о-ксилол | 17,37 | 46,39 | 22,28 | 13,96 |
| Тетрагидрофуран | 16,11 | 45,24 | 24,38 | 14,27 |
| Хлороформ | 15,64 | 43,56 | 25,94 | 14,86 |
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.
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.
Пример 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.
Таблица 3. Свойства сырой нефти
| Африканская парафинистая сырая нефть | Ближневосточная асфальтеновая сырая нефть | Канадская асфальтеновая сырая нефть | |
| Водород (% масс.) | 13,21 | 11,62 | 10,1 |
| Углерод (% масс.) | 86,46 | 86,55 | 82 |
| Кислород (% масс.) | нет данных | нет данных | 0,62 |
| Азот (% масс.) | 0,166 | 0,184 | 0,37 |
| Сера (% масс.) | 0,124 | 1,61 | 6,69 |
| Никель (ч/млн масс.) | 32 | 14,2 | 70 |
| Ванадий (ч/млн масс.) | 1 | 11,2 | 205 |
| микроуглеродистый остаток (% масс.) | нет данных | 8,50 | 12,5 |
| С5 асфальтены.(% масс.) | <0,1 | нет данных | 16,2 |
| С7 асфальтены (% масс.) | <0,1 | нет данных | 10,9 |
| Плотность (г/мл) (15,6°С) | 0,88 | 0,9509 | 1,01 |
| Плотность в градусах ΑΡΙ (15,6°С) | 28,1 | 17,3 | 8,5 |
| Вода (титрование по Карлу Фишеру) (% масс.) | 1,65 | <0,1 | <0,1 |
| ΤΑΝ-Ε (А8ТМ Ώ664) (мгКОН/г) | 1,34 | 4,5 | 3,91 |
- 15 028262
| Летучие компоненты, удаленные отгонкой, % масс. | 21,6 | 0 | 0 |
| Насыщенные углеводороды в отогнанной жидкости, % масс. | 60,4 | 41,7 | 12,7 |
| Ароматические соединения в отогнанной жидкости, % масс. | 31,0 | 40,5 | 57,1 |
| Смола в отогнанной жидкости, % масс. | 8,5 | 14,5 | 17,1 |
| Асфальтены в отогнанной жидкости, % масс. | 0,1 | 3,4 | 13,1 |
Интервалы температур кипения
| Начальная температура кипения - 204°С (% масс.) | 8,5 | 3,0 | 0 |
| 204°С (400°Р) - 260°С (% масс.) | 9,5 | 5,8 | 1,0 |
| 260°С (500°Р), 343°С (% масс.) | 16,0 | 14,0 | 14,0 |
| 343°С (650°Р) - 538°С (% масс.) | 39,5 | 42,9 | 38,0 |
| >538°С (% масс.) | 26,5 | 34,3 | 47,0 |
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 далее 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°С, 40°С, 60°С, 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°С, 10°С, 20°С, 40°С, 60°С, 80°С. Результаты измерения вязкости для каждой из сырых нефтей представлены в табл.4, 5 и 6 ниже.
Таблица 4. Вязкость (мПа· с) западноафриканской парафинистой сырой нефти в зависимости от температуры при разных уровнях диметилсульфидного разбавителя
| ϋΜ8, % масс. | 20°С | 40°С | 60°С | 80°С | 20°С |
| 0,00 | 128,8 | 34,94 | 15,84 | 9,59 | 114,4 |
| 1,21 | 125,8 | 30,94 | 14,66 | 8,92 | 100,1 |
| 2,48 | 122,3 | 30,53 | 13,66 | 8,44 | 89,23 |
| 5,03 | 78,37 | 20,24 | 10,45 | 6,55 | 55,21 |
| 7,60 | 60,92 | 17,08 | 9,29 | 6,09 | 40,89 |
| 9,95 | 44,70 | 13,03 | 7,58 | 5,04 | 30,61 |
| 15,13 | 23,96 | 8,32 | 4,97 | 3,38 | 17,64 |
| 19,30 | 15,26 | 6,25 | 4,05 | 2,92 | 12,06 |
Таблица 5. Вязкость (мПаю) ближневосточной асфальтеновой сырой нефти в зависимости от температуры при разных уровнях диметилсульфидного разбавителя
| ϋΜ8, % масс. | 20°С | 40°С | 60°С | 80°С | 20°С |
| 0,00 | 2936,3 | 502,6 | 143,6 | 56,6 | 2922,7 |
| 1,3 | 1733,8 | 334,5 | 106,7 | 44,6 | 1624,8 |
| 2,6 | 1026,6 | 219,9 | 76,5 | 34,3 | 881,1 |
| ' 5,3 | 496,5 | 134,2 | 52,2 | 25,5 | 503,5 |
| 7,6 | 288,0 | 89,4 | 37,4 | 19,3 | 290,0 |
| 10,1 | 150,0 | 52,4 | 24,5 | 13,5 | 150,5 |
| 15,2 | 59,4 | 25,2 | 13,6 | 8,2 | 60,7 |
| 20,1 | 29,9 | 14,8 | 8,7 | 5,7 | 31,0 |
- 16 028262
Таблица 6. Вязкость (мПа-с) отбензиненной канадской асфальтеновой сырой нефти в зависимости от температуры при разных уровнях диметилсульфидного разбавителя
| ϋΜδ, % масс. | 5°С | 10°С | 20°С | 40°С | 60°С | 80°С |
| 0,00 | 579804 | 28340 | 3403 | 732 | ||
| 1,43 | 212525 | 14721 | 2209 | 538 | ||
| 2,07 | 134880 | 10523 | 1747 | 427 | ||
| 4,87 | 28720 | 3235 | 985 | 328 | ||
| 8,01 | 5799 | 982 | 275 | 106 | ||
| 9,80 | 2760 | 571 | 173 | 73 | ||
| 14,81 | 1794 | 1155 | 548 | 159 | 64 | 32 |
| 19,78 | 188 | 69 | 33 | 19 | ||
| 29,88 | 113 | 81 | 51 | 22 | 13 | 8 |
| 39,61 | 23 | 20 | 14 | 8 | 6 | 4 |
На фиг. 8, 9 и 10 показаны графики Ьо§[Ьо§ (вязкости)] в зависимости от Ьо§[температуры °К], полученные на основе измеренных значений вязкости в таблицах 4, 5 и 6, соответственно, иллюстрирующие влияние возрастания концентрации диметилсульфида на уменьшение вязкости образцов сырой нефти.
Измеренные значения вязкости и графики показывают, что диметилсульфид эффективен для значительного понижения вязкости сырой нефти в широком диапазоне исходных значений вязкости сырой нефти.
Пример 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.
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.
Таблица 7. Состав насыщенного солевого раствора
| Химический компонент | СаС12 | м8С12 | КС1 | ΝαΟ | Νβ28Ο4 | Ν3ΗϋΟ3 |
| Концентрация (тыс. ч/млн) | 0,386 | 0,523 | 1,478 | 28,311 | 0,072 | 0,181 |
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.
Нефть извлекали из каждого насыщенного нефтью керна с помощью добавления насыщенного солевого раствора в керн под давлением и последующего добавления ΌΜ3 в керн под давлением. Каждый керн обрабатывали следующим образом для определения количества нефти, извлеченной из керна при добавлении насыщенного солевого раствора с последующим добавлением ΌΜ3. 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 ΌΜ3 в керн под давлением. ΌΜ3 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 ΌΜ3 в керн, собирали отдельно от нефти, вытесненной при добавлении насыщенного солевого раствора в керн.
Образцы нефти, собранные из каждого керна с помощью вытеснения насыщенным солевым раствором и с помощью вытеснения ΌΜ3, 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 ΌΜ3, взвешивали. Летучие компоненты также испаряли из образца ближневосточной асфальтеновой сырой нефти, чтобы иметь возможность внести поправку на потерю легких фракций при испарении. В
- 17 028262 табл. 8 показано количество нефти, полученной из каждого керна при вытеснении насыщенным солевым раствором и последующем вытеснении ΏΜ8.
Таблица 8
| Нефть, полученная при вытеснении солевым раствором (мл) | Нефть, полученная при вытеснении солевым раствором (% от исходной нефти в керне) | Нефть, полученная при вытеснении ϋΜ8 (мл) | Нефть, полученная при вытеснении ΌΜ8 (% от исходной нефти в керне) | |
| Керн 1 | 4,9 | 45 | 3,5 | 32 |
| Керн 2 | 5,0 | 45 | 3,3 | 30 |
Как показано в табл.8, ΏΜ8 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.
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 Ъ, или равнозначно, от а-Ъ), описанный в настоящем документе, следует понимать как указывающий на каждое число и диапазон в более широком диапазоне значений. Всякий раз, когда описан числовой диапазон, имеющий только конкретный нижний предел, имеющий только конкретный верхний предел, или конкретный верхний предел и конкретный нижний предел, данный диапазон также включает в себя любое числовое значение около заданного нижнего предела и/или заданного верхнего предела. Также термины в формуле изобретения имеют свое прямое обычное значение, если иное не определено недвусмысленно и ясно патентообладателем. Более того, единственное число элемента, используемое в формуле изобретения, определяется в настоящем документе как означающее один или более указанных элементов.
Claims (18)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ извлечения нефти, в котором композицию для извлечения нефти, которая содержит по меньшей мере 75 мол.% диметилсульфида и которая является смешивающейся при первом контакте с жидкой фазой нефти, вводят в нефтеносный пласт;осуществляют контактирование композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте; добывают смесь из нефти и по меньшей мере части композиции для извлечения нефти из пласта после введения композиции для извлечения нефти в пласт;разделяют добытую смесь на добытую композицию для извлечения нефти и добытую нефть; вводят добытую композицию для извлечения нефти в пласт;осуществляют контактирование добытой композиции для извлечения нефти с нефтью в пласте; и добывают нефть из пласта после контактирования добытой композиции для извлечения нефти с нефтью в пласте.
- 2. Способ по п.1, в котором добытая композиция для извлечения нефти, отделенная от смеси, содержит С3-С8 алифатические и ароматические углеводороды, происходящие из пласта.
- 3. Способ по п.1 или 2, в котором нефтеносный пласт является подземным пластом.
- 4. Способ по п.1 или по любому из пп.2-3, в котором композицию для извлечения нефти вводят в пласт путем закачивания через скважину, простирающуюся в пласт.
- 5. Способ по п.4, в котором нефть и композицию для извлечения нефти добывают из пласта через указанную скважину.
- 6. Способ по п.5, в котором добытую композицию для извлечения нефти вводят в пласт путем закачивания через указанную скважину.
- 7. Способ по п.4, в котором указанная скважина является первой скважиной, а нефть и композицию для извлечения нефти добывают из пласта через вторую скважину, простирающуюся в пласт.- 18 028262
- 8. Способ по п.7, в котором добытую композицию для извлечения нефти вводят в пласт путем закачивания через первую скважину.
- 9. Способ по п.7, в котором добытую композицию для извлечения нефти вводят в пласт через вторую скважину.
- 10. Способ по п.1 или по любому из пп.2-9, в котором композиция для извлечения нефти имеет динамическую вязкость не более 0,35 мПа-с (0,35 сП), или не более 0,3 мПа-с при 25°С.
- 11. Система для осуществления способа по п.1, содержащая композицию для извлечения нефти, содержащую по меньшей мере 75 мол.% диметилсульфида, которая является смешивающейся при первом контакте с жидкой нефтью;средство для введения композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт;средство для добычи смеси из нефти и композиции для извлечения нефти из нефтеносного пласта после введения в пласт композиции для извлечения нефти;средство для разделения добытой смеси из нефти и композиции для извлечения нефти на добытую композицию для извлечения нефти и добытую нефть; и средство для введения добытой композиции для извлечения нефти в пласт.
- 12. Система по п.11, в которой нефтеносный пласт является подземным пластом.
- 13. Система по п.12, в которой средство для введения композиции для извлечения нефти в подземный нефтеносный пласт расположено на первой скважине, простирающейся в подземный пласт.
- 14. Система по п.13, в которой средство для добычи смеси из нефти и композиции для извлечения нефти из подземного нефтеносного пласта расположено на первой скважине.
- 15. Система по п.14, в которой средство для введения добытой композиции для извлечения нефти в пласт расположено на первой скважине.
- 16. Система по п.13, в которой средство для добычи смеси из нефти и композиции для извлечения нефти из подземного нефтеносного пласта расположено на второй скважине, простирающейся в подземный пласт.
- 17. Система по п.16, в которой средство для введения добытой композиции для извлечения нефти в пласт расположено на первой скважине.
- 18. Система по п.11 или по любому из пп.12-17, содержащая сепаратор для отделения добытой композиции для извлечения нефти от добытой нефти.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201261664921P | 2012-06-27 | 2012-06-27 | |
| PCT/US2013/047581 WO2014004480A1 (en) | 2012-06-27 | 2013-06-25 | Petroleum recovery process and system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201500057A1 EA201500057A1 (ru) | 2015-05-29 |
| EA028262B1 true EA028262B1 (ru) | 2017-10-31 |
Family
ID=49776935
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201500057A EA028262B1 (ru) | 2012-06-27 | 2013-06-25 | Способ и система извлечения нефти |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20140000879A1 (ru) |
| EP (1) | EP2867328A4 (ru) |
| CN (1) | CN104508077A (ru) |
| AU (1) | AU2013280575A1 (ru) |
| BR (1) | BR112014032414A2 (ru) |
| CA (1) | CA2876183A1 (ru) |
| EA (1) | EA028262B1 (ru) |
| MX (1) | MX2014014776A (ru) |
| WO (1) | WO2014004480A1 (ru) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9404344B2 (en) | 2013-06-27 | 2016-08-02 | Shell Oil Company | Remediation of asphaltene-induced plugging of wellbores and production lines |
| 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 |
| US10325878B2 (en) * | 2016-06-30 | 2019-06-18 | Kulicke And Soffa Industries, Inc. | Methods for generating wire loop profiles for wire loops, and methods for checking for adequate clearance between adjacent wire loops |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4415032A (en) * | 1982-04-27 | 1983-11-15 | Mobil Oil Corporation | Carbonated waterflooding for viscous oil recovery using a CO2 solubility promoter and demoter |
| US4544033A (en) * | 1983-04-04 | 1985-10-01 | Lion Corporation | Oil recovery process |
| US20090020289A1 (en) * | 2005-05-06 | 2009-01-22 | University Of Surrey | Secondary oil recovery |
| US20090056941A1 (en) * | 2006-05-22 | 2009-03-05 | Raul Valdez | Methods for producing oil and/or gas |
| WO2011019632A1 (en) * | 2009-08-10 | 2011-02-17 | Shell Oil Company | Enhanced oil recovery systems and methods |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3838738A (en) * | 1973-05-04 | 1974-10-01 | Texaco Inc | Method for recovering petroleum from viscous petroleum containing formations including tar sands |
| 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 |
| CN101861444B (zh) * | 2007-11-19 | 2013-11-06 | 国际壳牌研究有限公司 | 生产油和/或气的系统与方法 |
-
2013
- 2013-06-25 CA CA2876183A patent/CA2876183A1/en not_active Abandoned
- 2013-06-25 WO PCT/US2013/047581 patent/WO2014004480A1/en active Application Filing
- 2013-06-25 EA EA201500057A patent/EA028262B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2013-06-25 EP EP13809312.5A patent/EP2867328A4/en not_active Withdrawn
- 2013-06-25 US US13/926,863 patent/US20140000879A1/en not_active Abandoned
- 2013-06-25 MX MX2014014776A patent/MX2014014776A/es unknown
- 2013-06-25 CN CN201380038272.4A patent/CN104508077A/zh active Pending
- 2013-06-25 AU AU2013280575A patent/AU2013280575A1/en not_active Abandoned
- 2013-06-25 BR BR112014032414A patent/BR112014032414A2/pt not_active Application Discontinuation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4415032A (en) * | 1982-04-27 | 1983-11-15 | Mobil Oil Corporation | Carbonated waterflooding for viscous oil recovery using a CO2 solubility promoter and demoter |
| US4544033A (en) * | 1983-04-04 | 1985-10-01 | Lion Corporation | Oil recovery process |
| US20090020289A1 (en) * | 2005-05-06 | 2009-01-22 | University Of Surrey | Secondary oil recovery |
| US20090056941A1 (en) * | 2006-05-22 | 2009-03-05 | Raul Valdez | Methods for producing oil and/or gas |
| WO2011019632A1 (en) * | 2009-08-10 | 2011-02-17 | Shell Oil Company | Enhanced oil recovery systems and methods |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2014014776A (es) | 2015-02-24 |
| EP2867328A1 (en) | 2015-05-06 |
| CN104508077A (zh) | 2015-04-08 |
| EP2867328A4 (en) | 2016-04-06 |
| BR112014032414A2 (pt) | 2017-06-27 |
| CA2876183A1 (en) | 2014-01-03 |
| US20140000879A1 (en) | 2014-01-02 |
| AU2013280575A1 (en) | 2014-12-18 |
| EA201500057A1 (ru) | 2015-05-29 |
| WO2014004480A1 (en) | 2014-01-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2652774C2 (ru) | Система и способ извлечения нефти | |
| AU2014255651B2 (en) | Method for CO2 EOR and storage and use thereof | |
| US7926561B2 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| US20140000886A1 (en) | Petroleum recovery process and system | |
| US20140360727A1 (en) | Remediation of asphaltene-induced plugging of an oil-bearing formation | |
| EA027516B1 (ru) | Способ и система извлечения нефти | |
| CN104870744A (zh) | 用于生产油的方法 | |
| RU2666823C2 (ru) | Устранение вызванного асфальтенами закупоривания стволов скважин и эксплуатационных трубопроводов | |
| EA028262B1 (ru) | Способ и система извлечения нефти | |
| 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 (ru) | Системы и способы получения диметилсульфида из кислого газа | |
| US20150175873A1 (en) | Oil recovery process, system, and composition | |
| US20160186042A1 (en) | Enhanced oil recovery process | |
| EP2994517A1 (en) | Method for co2 eor and storage and use thereof |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |