RU2011132940A

RU2011132940A - Способ выделения углеводородов

Info

Publication number: RU2011132940A
Application number: RU2011132940/03A
Authority: RU
Inventors: Патрик Ли МАКГАЙР; Ютимиос Витторатос
Original assignee: Бп Корпорейшн Норт Америка Инк.
Priority date: 2009-01-08
Filing date: 2009-12-23
Publication date: 2013-02-20
Also published as: BRPI0923949B1; CA2748872A1; WO2010080657A1; CA2748872C; EP2373757B1; US8939211B2; BRPI0923949A2; EP2373757A1; MX2011007278A; RU2540733C2; US20110278002A1

Abstract

1. Способ увеличения степени выделения сырой нефти из пластового резервуара, включающего, по меньшей мере, один нефтеносный пористый подземный пласт, в котором а) в пустотах пор пластовой породы присутствуют сырая нефть и реликтовая вода, и б) сырая нефть, находящаяся в пласте, имеет плотность в единицах Американского нефтяного института (АНИ), составляющую менее 30°, и содержит суспендированные нерастворенные твердые вещества, указанный способ включает следующие стадии:А) впрыскивание вводимой воды в породу, причем вводимая вода содержит суспендированные нерастворенные твердые вещества, общее содержание растворенных твердых веществ (ОСРТ) в ней составляет 30000 част./млн. или менее, отношение общего содержания многовалентных катионов во вводимой воде к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде составляет менее 0,9 иБ) осуществляемое внутри содержащей углеводороды породы получение эмульсии, включающей неоднородную водную фазу и однородную нефтяную фазу (далее такая эмульсия будет называться «эмульсией вода-в-нефти»), причем общее количество нерастворенных твердых веществ, суспендированных во вводимой воде, и нерастворимых твердых веществ, суспендированных в сырой нефти, является достаточным для того, чтобы содержание нерастворенных суспендированных твердых веществ в эмульсии составляло, по меньшей мере, 0,05% в расчете на массу эмульсии (0,5 кг/м), причем нерастворенные твердые вещества суспендированы во вводимой воде в количестве, по меньшей мере, 0,05 кг/м, и средний размер частиц нерастворенных твердых веществ составляет 10 мкм или менее, предпочтительно 2 мкм или менее; причем сырая нефть, на�

Claims

1. Способ увеличения степени выделения сырой нефти из пластового резервуара, включающего, по меньшей мере, один нефтеносный пористый подземный пласт, в котором а) в пустотах пор пластовой породы присутствуют сырая нефть и реликтовая вода, и б) сырая нефть, находящаяся в пласте, имеет плотность в единицах Американского нефтяного института (АНИ), составляющую менее 30°, и содержит суспендированные нерастворенные твердые вещества, указанный способ включает следующие стадии:

А) впрыскивание вводимой воды в породу, причем вводимая вода содержит суспендированные нерастворенные твердые вещества, общее содержание растворенных твердых веществ (ОСРТ) в ней составляет 30000 част./млн. или менее, отношение общего содержания многовалентных катионов во вводимой воде к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде составляет менее 0,9 и

Б) осуществляемое внутри содержащей углеводороды породы получение эмульсии, включающей неоднородную водную фазу и однородную нефтяную фазу (далее такая эмульсия будет называться «эмульсией вода-в-нефти»), причем общее количество нерастворенных твердых веществ, суспендированных во вводимой воде, и нерастворимых твердых веществ, суспендированных в сырой нефти, является достаточным для того, чтобы содержание нерастворенных суспендированных твердых веществ в эмульсии составляло, по меньшей мере, 0,05% в расчете на массу эмульсии (0,5 кг/м³), причем нерастворенные твердые вещества суспендированы во вводимой воде в количестве, по меньшей мере, 0,05 кг/м³, и средний размер частиц нерастворенных твердых веществ составляет 10 мкм или менее, предпочтительно 2 мкм или менее; причем сырая нефть, находящаяся в порах породы содержит, по меньшей мере, 0,05% по массе (0,5 кг/м³), суспендированных в ней нерастворенных твердых веществ, средний размер частиц нерастворенных твердых частиц составляет 10 мкм или менее, предпочтительно 2 мкм или менее, и дополнительно:

а) общее кислотное число (ОКЧ) нефти составляет, по меньшей мере, 0,5 мг КОН/г, предпочтительно от 0,5 до 4 мг КОН/г,

б) плотность нефти по АНИ составляет менее 25°, предпочтительно от 15 до 25°, и

в) содержание асфальтенов в нефти составляет, по меньшей мере, 1 мас.%, предпочтительно от 1 до 20 мас.%, а содержание смол в нефти составляет от 5 до 30 мас.%.

2. Способ по п.1, в котором вводимая вода содержит менее 0,1 мас.% добавленной щелочи и менее 0,01 мас.% добавленного поверхностно-активного вещества.

3. Способ по п.1, в котором общее содержание твердых растворенных веществ (ОСРТ) во вводимой воде составляет от 200 до 10000 част./млн., предпочтительно от 500 до 8000 част./млн., конкретно от 1000 до 5000 част./млн.

4. Способ по п.1, в котором средний размер устьев пор породы составляет, по меньшей мере, 10 мкм, предпочтительно, по меньшей мере, 20 мкм.

5. Способ по п.1, в котором сырая нефть, содержащаяся внутри пор породы, предпочтительно имеет общее кислотное число (ОКЧ), составляющее от 0,5 до 4 мг КОН/г.

6. Способ по п.1, в котором содержание асфальтенов в сырой нефти, находящейся в порах породы, составляет, по меньшей мере, 1 мас.%, а содержание смол в ней составляет от 5 до 30 мас.%.

7. Способ по п.1, в котором нефть, содержащаяся внутри пор породы, имеет вязкость в условиях резервуара, составляющую от 10 до 1000 сП.

8. Способ по п.1, в котором отношение общего содержания многовалентных катионов во вводимой воде к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде составляет менее 0,6, предпочтительно менее 0,5.

9. Способ увеличения степени выделения сырой нефти из пластового резервуара, включающего, по меньшей мере, один нефтеносный пористый подземный пласт, в который внедрены, по меньшей мере, одна нагнетательная скважина и, по меньшей мере, одна разработочная скважина, причем а) в пустотах пор пластовой породы присутствуют сырая нефть и реликтовая вода, и б) сырая нефть, находящаяся в пласте, имеет плотность в единицах Американского нефтяного института (АНИ), составляющую менее 30°, и содержит суспендированные нерастворенные твердые вещества в количестве, по меньшей мере, 0,05 мас.%, указанный способ включает следующие стадии:

А) впрыскивание вводимой воды в породу, по меньшей мере, через одну нагнетательную скважину, причем вводимая вода содержит суспендированные нерастворенные твердые вещества в количестве, по меньшей мере, 0,05 мас.%, общее содержание растворенных твердых веществ (ОСРТ) в ней составляет 30000 част./млн. или менее, отношение общего содержания многовалентных катионов во вводимой воде к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде составляет менее 0,9 и

Б) получение, по меньшей мере, из одной разработочной скважины эмульсии, включающей суспендированные нерастворенные твердые вещества в количестве, составляющем, по меньшей мере, 0,05% в расчете на массу эмульсии (0,5 кг/м³).

10. Способ увеличения степени выделения сырой нефти из пластового резервуара, включающего, по меньшей мере, один нефтеносный пористый подземный пласт, в котором а) в пустотах пор пластовой породы присутствуют сырая нефть и реликтовая вода, б) сырая нефть, находящаяся в пласте, имеет плотность в единицах Американского нефтяного института (АНИ), составляющую менее 30°, содержит суспендированные частицы твердых веществ со средним диаметром, составляющим менее 2 мкм, в количестве, по меньшей мере, 0,01 мас.% (0,1 кг/м³) и в) вводимую воду впрыскивают в породу с целью получения эмульсии вода-в-нефти с сырой нефтью, находящейся в порах породы, причем вводимую воду выбирают следующим образом:

А) путем определения содержания многовалентных катионов в реликтовой воде и

Б) путем выбора вводимой воды, которая (I) содержит растворенные твердые вещества в количестве менее 30000 част./млн., (II) общее содержание многовалентных катионов таково, что отношение общего содержания многовалентных катионов во вводимой воде к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде составляет менее 0,9, и (III) содержит, по меньшей мере, 0,05% по массе (0,5 кг/м) частиц твердых веществ, средний диаметр которых составляет менее 2 мкм, суспендированных в указанной воде.

11. Способ по п.1, в котором отношение содержания многовалентных катионов во вводимой воде к содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде составляет менее 0,6.