СПОСОБ, СИСТЕМА И КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
METHOD, SYSTEM AND COMPOSITION FOR PRODUCING OIL

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу добычи нефти из пласта, в частности, настоящее изобретение относится к способу повышения нефтеотдачи из пласта.
Уровень техники
При извлечении нефти из подземных пластов при использующем естественное пластовое давление первичном способе добычи нефти возможно извлечение лишь части содержащейся в пласте нефти. Часть нефти, которая не может быть добыта из пласта с использованием первичного способа добычи, может быть получена с помощью способов улучшения или повышения нефтеотдачи (EOR).
Один способ повышения нефтеотдачи использует щелочно-ПАВ-полимерное ("ASP") заводнение нефтеносного пласта для увеличения количества извлекаемой из пласта нефти. Для повышения извлечения нефти из пласта нефти водную дисперсию щелочи, поверхностно-активного вещества и полимера закачивают в нефтеносный пласт либо после первичной добычи, либо после заводнения при вторичных методах разработки. Заводнение ASP увеличивает извлечение нефти из пласта благодаря уменьшению поверхностного натяжения между нефтяной и водной фазами в пласте, таким образом делая нефть более подвижной для добычи. Поверхностное натяжение между нефтяной и водной фазами в пласте снижается с помощью поверхностно-активного вещества из ASP заводнения и в результате образования мыл вследствие взаимодействия щелочи с кислотами в нефти. Полимер увеличивает вязкость текучей среды ASP в типичном случае до величины того же порядка, что и у нефти в пласте, и в результате нефть с увеличенной подвижностью может быть продавлена заводнением ASP через пласт для добычи.
Применение способа повышения нефтеотдачи ASP для извлечения нефти из подводных нефтеносных пластов может быть ограничено количеством доступного на морской эксплуатационной платформе пространства, а также налагаемыми платформой ограничениями по массе. Необходимо обеспечение оборудования для хранения полимера, поверхностно-активного вещества и щелочи. В некоторых случаях ограничения по пространству и массе платформы препятствуют применению способа повышения нефтеотдачи ASP из-за отсутствия на платформе достаточного пространства для хранения всех компонентов для заводнения ASP или из-за массы компонентов заводнения ASP, которые оказываются чрезмерно высокими для применения на морской эксплуатационной платформе.
Щелочные материалы, обычно используемые в качестве щелочи в способах повышения нефтеотдачи заводнением ASP, включают гидроксиды и карбонаты, и наиболее обычной щелочью является карбонат натрия. Ограничения по массе и пространству морской эксплуатационной платформы могут сделать щелочно-карбонатный способ повышения нефтеотдачи ASP непригодным для извлечения нефти из подводных пластов из-за относительно больших складских площадей, требующихся для хранения щелочно-карбонатного компонента, большого пространства, требующегося для смесительного оборудования и относительно большой массы щелочно-карбонатного раствора.
Кроме того, в нефтеносных пластах, содержащих значительную концентрацию ионов кальция, диспергированных в воде и/или нефти в пласте или диспергированных по поверхностям пласта, использование щелочи, такой как карбонат, при способе повышения нефтеотдачи заводнением ASP вносит вклад в возрастание количества солевых отложений в колоннах добывающих скважин. Растворимые в воде щелочи, используемые в заводнении ASP, такие как карбонат натрия, реагируют с кальцием пластовой воды, нефти или поверхностей с образованием карбоната кальция. Контакт щелочного карбоната из заводнения ASP с кальцием в пласте вблизи эксплуатационной скважины вызывает образование карбоната кальция, часть которого осаждается и образует осадки в виде отложений в колоннах эксплуатационной скважины. Когда содержание кальция в пласте велико, такое осаждение отложений может потребовать либо периодической обработки эксплуатационной колонны для удаления отложений, либо периодической замены эксплуатационной колонны.
Желательны улучшения существующих способов, композиций и систем для повышения нефтеотдачи методом ASP. В частности, желательными являются способы, композиции и системы, эффективные с точки зрения дальнейшего способствования применению способов повышения нефтеотдачи на основе ASP в подводных нефтеносных пластах и ингибирования осаждения отложений в колоннах эксплуатационных скважин в процессе повышения нефтеотдачи методом ASP.
Раскрытие изобретения
В одном объекте данное изобретение касается способа извлечения нефти из нефтеносного пласта, включающего:
смешивание поверхностно-активного вещества, воды, полимера и жидкого аммиака, содержащего не более 10 мас. % воды, для образования композиции для извлечения нефти;
введение указанной композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт;
контактирование указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте; и
добычу нефти из нефтеносного пласта после введения указанной композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт.
В другом объекте изобретение касается композиции, содержащей поверхностно-активное вещество, полимер, аммиак и воду.
В еще одном объекте изобретение касается системы, содержащей:
поверхностно-активное вещество;
полимер;
жидкий аммиак, содержащий не более 10 мас. % воды;
воду,
нефтеносный пласт;
средство для введения указанного поверхностно-активного вещества, указанного полимера, указанного жидкого аммиака и указанной воды в указанный нефтеносный пласт; и
средство для добычи нефти из указанного нефтеносного пласта, следующей за введением в указанный нефтеносный пласт указанного поверхностно-активного вещества, указанного полимера, указанного жидкого аммиака и указанной воды.
В еще одном объекте настоящее изобретение касается способа добычи нефти из нефтеносного пласта, включающего:
введение поверхностно-активного вещества, воды, полимера и жидкого аммиака, содержащего не более 10 мас. % воды, в нефтеносный пласт;
смешивание указанных поверхностно-активного вещества, воды, полимера и жидкого аммиака в указанном нефтеносном пласте для образования композиции для добычи нефти;
контактирование указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте; и
добычу нефти из указанного нефтеносного пласта после введения в нефтеносный пласт указанных поверхностно-активного вещества, воды, полимера и жидкого аммиака.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет собой иллюстрацию системы добычи нефти в соответствии с настоящим изобретением, которая может быть использована для извлечения нефти способом в соответствии с настоящим изобретением.
Фиг. 2 представляет собой иллюстрацию системы добычи нефти в соответствии с настоящим изобретением, которая может быть использована для извлечения нефти способом в соответствии с настоящим изобретением.
Фиг. 3 представляет схему размещения скважин для добычи нефти в соответствии с системой и способом настоящего изобретения.
Фиг. 4 представляет схему размещения скважин для добычи нефти в соответствии с системой и способом настоящего изобретения.
Фиг. 5 представляет график добычи остаточной нефти в виде функции от добавления аммиачно-сурфактантно-полимерного соляного раствора.
Осуществление изобретения
Настоящее изобретение относится к способу и системе для повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта, использующим поверхностно-активное вещество, воду, полимер, жидкий аммиак, содержащий не более 10 мас. % воды, и к композиции, содержащей поверхностно-активное вещество, полимер, аммиак и воду. Указанное поверхностно-активное вещество, вода, полимер и жидкий аммиак могут быть смешаны друг с другом с образованием композиции для извлечения нефти, предназначаемой для использования в способе повышения нефтеотдачи пласта. Указанные поверхностно-активное вещество и аммиак могут мобилизировать нефть в пласте, уменьшая межфазное натяжение между нефтью и водой в пласте, а полимер может обеспечивать вязкость, достаточную для вытеснения мобилизированной нефти через пласт для добычи из пласта.
Использование аммиака способствует снижению потребностей в пространстве и массе заводнения ASP способа EOR по сравнению с традиционно используемыми щелочно-карбонатными щелочами. Например, безводный жидкий аммиак обеспечивает в 6,2 раз более высокую щелочность, чем эквивалентное по массе количество карбоната натрия, таким образом, необходимость в массе основного компонента системы заводнения ASP, использующей безводный жидкий аммиак, может быть снижена в 6,2 раза по сравнению с карбонатом натрия с обеспечением при этом такой же относительной щелочности. В результате требуется меньшее пространство и масса для хранения аммиачного щелочного компонента системы заводнения ASP настоящего изобретения по сравнению с традиционно используемыми щелочно-карбонатными щелочами, поскольку для обеспечения эквивалентных уровней щелочности требуется использование меньших его количеств. На морской буровой платформе, используемой для добычи нефти из подводного нефтеносного пласта, экономия пространства и массы, обеспечиваемая заменой традиционно используемых щелочей жидким аммиаком, может стать определяющим фактором осуществимости использования ASP способа EOR на платформе.
2+
2+
2+
-7
Кроме того, использование аммиака при ASP способе EOR с гораздо меньшей вероятностью будет вызывать осаждение кальция в колоннах эксплуатационной скважины, чем традиционно используемые щелочные карбонаты. Гидроксид кальция, известковый осадок, образующийся при использовании жидкого аммиака в качестве щелочи при ASP способе EOR в соответствии с настоящим изобретением, выпадает только при концентрациях Ca, превышающих при 25°C 8,8%, которые превосходят концентрацию Ca в большинстве нефтеносных пластов. В то время как карбонат кальция, известковый осадок, образующийся при использовании в качестве щелочи при ASP способе EOR общепринятых щелочных карбонатов, выпадает при концентрациях Ca порядка 3×10%. Поэтому использование аммиака при ASP способе EOR настоящего изобретения будет обеспечивать значительно меньшее осаждение кальция, чем в случае общепринятых щелочных карбонатов, и может значительно подавить развитие отложений в колоннах эксплуатационных скважин по сравнению с традиционными щелочными карбонатами.
Композиция для извлечения нефти настоящего изобретения, которая может быть использована в способе или в системе настоящего изобретения, образована из поверхностно-активного вещества, полимера, аммиака и воды. Вода может быть пресной водой или соляным раствором. Общее содержание растворенных веществ (TDS) в воде может составлять от 100 ч./млн до 200000 ч./млн. Вода может обеспечиваться из источника водоснабжения при том, что такой источник водоснабжения может быть источником пресной воды, имеющей содержание TDS менее 10000 ч./млн, выбранным из группы, состоящей из реки, озера, пресноводного моря, водоносного горизонта и пластовой воды, имеющей содержание TDS менее 10000 ч./млн, или же источник водоснабжения может быть источником соленой воды, имеющей содержание TDS 10000 ч./млн или выше, выбранным из группы, состоящей из морской воды, слабоминерализованной воды, водоносного горизонта, соляного раствора, получаемого обработкой воды из источника соленой воды, и пластовой воды, имеющей содержание TDS 10000 ч./млн или более.
Когда использующий указанную композицию для извлечения нефти ASP способ EOR реализуется на шельфе для добычи нефти из подводного нефтеносного пласта, вода может быть морской водой, подвергнутой обработке по снижению солености морской воды до желаемого уровня содержания TDS. Соленость морской воды может быть уменьшена стандартными способами опреснения воды, например, пропусканием морской воды через одну или несколько нанофильтрующих мембран, мембран для прямого осмоса и/или обратного осмоса.
Содержание TDS в воде композиции для извлечения нефти может быть отрегулировано так, чтобы оптимизировать соленость воды для получения в пласте среднефазной, типа III микроэмульсии поверхностно-активного вещества и аммиака, входящих в композицию для извлечения нефти, с нефтью и пластовой водой, и таким образом минимизировать межфазное натяжение между нефтью и водой в пласте с тем, чтобы максимизировать подвижность и, вследствие этого, добычу нефти из пласта. Содержание TDS в воде композиции для извлечения нефти также может быть отрегулировано для оптимизации вязкости композиции для извлечения нефти, так как вязкость композиции извлечения нефти отчасти зависит от вязкости полимера в композиции, которая может быть зависящий от содержания соли в композиции. Определение оптимальной солености воды в композиции для извлечения нефти с целью минимизации межфазного натяжения нефти и воды в нефтеносном пласте и для того, чтобы обеспечить вязкость того же порядка величины, как и у нефти в пласте, может выполняться в соответствии с общепринятыми и известными специалистам в данной области способами. Один такой способ описан в международной патентной публикации WO №2011/090921. Оптимизация солености воды может выполняться в соответствии со способами, общепринятыми и известными специалистам в данной области, например, концентрация соли может быть уменьшена ионной фильтрацией с использованием одной или нескольких нанофильтрующих мембранных установок, одной или нескольких обратноосмотических мембранных установок и/или одной или нескольких мембранных установок прямого осмоса; концентрации солей могут быть увеличены добавлением к воде одной или нескольких солей, предпочтительно NaCl; и концентрации солей могут быть увеличены или уменьшены смешиванием полученных при ионной фильтрации пермеатов и ретентатов для достижения оптимальной солености.
Композиция для извлечения нефти может также содержать совместный по отношению к воде растворитель, который может быть низкомолекулярным спиртом включая, но не ограничиваясь метанолом, этанолом и пропанолом, изобутиловым спиртом, вторичным бутиловым спиртом, н-бутиловым спиртом, трет-бутиловым спиртом или гликолем, включая, но не ограничиваясь этиленгликолем, пропан-1,3-диолом, пропан-1,2-диолом, бутиловым эфиром диэтиленгликоля, бутиловым эфиром триэтиленгликоля или сульфосукцинатом, включая, но не ограничиваясь дигексилсульфосукцинатом натрия. Совместный растворитель может использоваться для регулирования солености текучей среды композиции для извлечения нефти с тем, чтобы оптимизировать соленость текучей среды для максимального снижения межфазного натяжения между нефтью и водой в пласте и, необязательно, для того, чтобы содействовать предотвращению образования вязкой эмульсии при реализации способа EOR. В случае его присутствия совместный растворитель может составлять от 100 ч./млн до 50000 ч./млн или от 500 ч./млн до 5000 ч./млн от композиции для извлечения нефти. Совместный растворитель может отсутствовать в композиции для извлечения нефти.
Композиция для извлечения нефти, кроме того, содержит аммиак, при этом указанный аммиак может взаимодействовать с нефтью в пласте с образованием мыла, способного эффективно снижать межфазное натяжение между нефтью и водой в пласте. Аммиак может также ослаблять адсорбцию поверхностно-активного вещества на поверхностях пластовой породы. Жидкий аммиак может быть смешан с другими компонентами композиции для повышения нефтеотдачи пласта с образованием композиции для повышения нефтеотдачи пласта, при этом жидкий аммиак может быть смешан с другими компонентами композиции для повышения нефтеотдачи пласта до введения композиции для повышения нефтеотдачи пласта в нефтеносный пласт или после того, как в пласт были индивидуально введены один или несколько компонентов композиции для повышения нефтеотдачи пласта. Жидкий аммиак, смешиваемый с другими компонентами композиции для извлечения нефти с целью образования композиции для извлечения нефти, используемой при ASP способе EOR и в системе настоящего изобретения, и для образования композиции настоящего изобретения, представляет собой жидкий аммиак, содержащий не более 10 мас. % воды, или не более 5 мас. % воды, или не более 1 мас. % воды и по меньшей мере 90 мас. % аммиака. Наиболее предпочтительно жидкий аммиак является безводным жидким аммиаком с тем, чтобы минимизировать потребности в массе и пространстве для хранения и использования жидкого аммиака в ASP способе EOR и в системе настоящего изобретения.
Жидкий аммиак смешивается с другими компонентами композиции для извлечения нефти или присутствует в композиции для извлечения нефти в количестве, обеспечивающем показатель pH композиции для извлечения нефти, составляющий по меньшей мере 10. Жидкий аммиак, смешанный с другими компонентами композиции для извлечения нефти, или аммиак, присутствующий в композиции для извлечения нефти, благодаря константе диссоциации аммиака может обеспечить композицию для извлечения нефти относительно сильно буферизированной щелочностью, позволяя композиции для извлечения нефти иметь относительно невысокий показатель pH, но подходящий для щелочного раствора, используемого в ASP способе EOR. Композиция для извлечения нефти способом ASP, имеющая относительно невысокий щелочной pH, может быть желательной для использования в некоторых нефтеносных пластах в целях препятствования растворению минералов пласта под действием сильной щелочности, например, в случае пластов, содержащих значительные количества состоящего из диоксида кремния кварца. Кроме того, относительно сильно буферизированная щелочность, придаваемая композиции для извлечения нефти аммиаком, может снизить время и количество композиции для извлечения нефти, требующихся композиции для извлечения нефти для прорыва от нагнетательной скважины к эксплуатационной скважине при ASP способе EOR настоящего изобретения; щелочи, которые не обладают высокой буферностью, реагируют с пластом, увеличивая время и количество композиции для извлечения нефти, требующихся композиции для извлечения нефти для прорыва от нагнетательной скважины к эксплуатационной скважине. Предпочтительно жидкий аммиак смешивается с другими компонентами композиции для извлечения нефти или присутствует в композиции для извлечения нефти в количестве, достаточном для придания композиции для извлечения нефти исходной величины pH от 10 до 12. Жидкий аммиак может быть смешан с другими компонентами композиции для извлечения нефти или может присутствовать в композиции для извлечения нефти в количестве, обеспечивающем концентрацию аммиака в композиции для извлечения нефти, составляющую от 0,01 M до 2 М или от 0,1 M до 1 М.
Композиция для извлечения нефти, кроме того, содержит поверхностно-активное вещество, при этом такое поверхностно-активное вещество может быть любым поверхностно-активным веществом, способным эффективно ослаблять межфазное натяжение между нефтью и водой в нефтеносном пласте и таким образом мобилизировать нефть для добычи из пласта. Композиция для извлечения нефти может содержать одно или несколько поверхностно-активных веществ. Поверхностно-активное вещество может быть анионным поверхностно-активным веществом. Анионное поверхностно-активное вещество может быть содержащим сульфонат соединением, содержащим сульфат соединением, карбоксилатным соединением, фосфатным соединением или их смесью. Анионное поверхностно-активное вещество может быть сульфонатным соединением на основе альфа-олефинов, сульфонатным соединением на основе внутренних олефинов, бензолсульфонатным соединением с разветвленным алкильным заместителем, сульфатным соединением пропиленоксида, сульфатным соединением этиленоксида, сульфатным соединением пропиленоксида-этиленоксида или их смесью. Анионное поверхностно-активное вещество может содержать от 12 до 28 атомов углерода или от 12 до 20 атомов углерода. Поверхностно-активное вещество композиции для извлечения нефти может содержать сульфонатное соединение внутреннего олефина, содержащее от 15 до 18 атомов углерода или сульфатное соединения пропиленоксида, содержащее от 12 до 15 атомов углерода, или их смесь, при этом такая смесь имеет объемное соотношение сульфата пропиленоксида к сульфонатному соединению внутреннего олефина от 1:1 до 10:1.
Композиция для извлечения нефти может содержать количество поверхностно-активного вещества, способное эффективно ослаблять межфазное натяжение между нефтью и водой в пласте и таким образом мобилизировать нефть для добычи из пласта. Композиция для извлечения нефти может содержать от 0,05 мас. % до 5 мас. % поверхностно-активного вещества или комбинации поверхностно-активных веществ, или же может содержать от 0,1 мас. % до 3 мас. % поверхностно-активного вещества или комбинации поверхностно-активных веществ.
Композиция для извлечения нефти, кроме того, содержит полимер, при этом полимер может придавать композиции для извлечения нефти вязкость того же порядка величины, как и у нефти в пласте под температурными условиями пласта, таким образом, композиция для извлечения нефти может вытеснять мобилизированную нефть через пласт для добычи из пласта с минимальным образованием языков нефти через композицию для извлечения нефти и/или языков композиции для извлечения нефти через нефть. Композиция для извлечения нефти может содержать полимер, выбираемый из группы, состоящей из полиакриламидов, частично гидролизованных полиакриламидов, полиакрилатов, этиленовых сополимеров, биополимеров, карбоксиметилцеллюлоз, поливиниловых спиртов, полистиролсульфонатов, поливинилпирролидонов, AMPS (2-акриламидометилпропансульфонаты) и их комбинаций. Примеры этиленовых сополимеров включают сополимеры акриловой кислоты и акриламида, акриловой кислоты и лаурилакрилата и лаурилакрилата и акриламида. Примеры биополимеров включают ксантановую камедь и гуаровую камедь.
Количество полимера в композиции для извлечения нефти должно быть достаточным для придания композиции для извлечения нефти вязкости, достаточной для вытеснения нефти через нефтеносный пласт с минимальным образованием языков мобилизированной нефти через композицию для извлечения нефти и, необязательно, минимальным образованием языков композиции для извлечения нефти через мобилизированную нефть. Количество полимера в композиции для извлечения нефти может быть достаточным для придания композиции для извлечения нефти динамической вязкости при температурах пласта того же порядка величин, или, менее предпочтительно, большего порядка величин, как и у нефти в нефтеносном пласте при температурах пласта, таким образом, чтобы композиция для извлечения нефти могла проталкивать нефть через пласт. В одном предпочтительном воплощении композиция для извлечения нефти может иметь динамическую вязкость в пределах 400%, или в пределах 300%, или в пределах 200% от динамической вязкости нефти в нефтеносном пласте при измерениях в изотермальных условиях. Количество полимера в композиции для извлечения нефти может быть достаточным для придания композиции для извлечения нефти динамической вязкости по меньшей мере в 1 мПа⋅с (1 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) при 25°C или при температуре в пределах диапазона температур пласта. Концентрация полимера в композиции для извлечения нефти может быть от 200 ч./млн до 5000 ч./млн, или от 500 ч./млн до 2500 ч./млн, или от 1000 до 10000 ч./млн
Средняя молекулярная масса полимера в композиции для извлечения нефти должна быть достаточной для обеспечения вязкости композиции для извлечения нефти, достаточной для вытеснения мобилизированной нефти через пласт. Полимер может иметь среднюю молекулярную массу от 10000 до 30000000 дальтон или от 100000 до 10000000 дальтон.
В одном объекте настоящее изобретение касается композиции для извлечения нефти, содержащей воду, аммиак, поверхностно-активное вещество и полимер. Вода, аммиак, поверхностно-активное вещество и полимер могут быть такими, как описано выше. Композиция для извлечения нефти может содержать жидкий аммиак, содержащий не более 10 мас. % воды, предпочтительно безводный жидкий аммиак в количестве, эффективном для придания композиции для извлечения нефти исходного показателя pH от 10 до 12, или аммиак в концентрации от 0,01 M до 2 М; от 0,05 мас. % до 5 мас. %, или от 0,1 мас. % до 3 мас. % поверхностно-активного вещества, или комбинации поверхностно-активных веществ; и от 250 ч./млн до 5000 ч./млн, или от 500 ч./млн до 2500 ч./млн, или от 1000 до 2000 ч./млн полимера, или комбинации полимеров.
В способе настоящего изобретения композицию для извлечения нефти или компоненты композиции для извлечения нефти вводят в нефтеносный пласт, а система настоящего изобретения включает нефтеносный пласт. Нефтеносный пласт содержит нефть, которая может быть отделена и добыта из пласта после контакта и смешивания с указанной композицией для извлечения нефти. Нефть нефтеносного пласта может содержать нефть, имеющую общее кислотное число (TAN), выраженное в миллиграммах КОН на грамм образца, по меньшей мере 0,3, или по меньшей мере 0,5, или по меньшей мере 1, при этом TAN нефти может быть определен в соответствии с Методом ASTM (Американское общество испытания материалов) D664. Нефть, имеющая TAN по меньшей мере 0,3, содержит значительные количества кислотных функциональных групп, которые могут взаимодействовать с аммиаком с образованием мыла при обработке содержащей аммиак композицией для извлечения нефти, уменьшая таким образом межфазное натяжение между нефтью и водой в пласте и мобилизируя нефть для добычи из пласта.
Нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может быть легкой нефтью или средней нефтью, содержащей менее 25 мас. %, или менее 20 мас. %, или менее 15 мас. %, или менее 10 мас. %, или менее 5 мас. % углеводородов, имеющих точку кипения по меньшей мере 538°C (1000°F), и имеющей плотность в градусах API, определенную в соответствии с Методом ASTM D6882 по меньшей мере 20°, или по меньшей мере 25°, или по меньшей мере 30°. В качестве альтернативы, но менее предпочтительно, нефть нефтеносного пласта может быть тяжелой нефтью, содержащей более 25 мас. % углеводородов с точкой кипения по меньшей мере 538°C и имеющий плотность в градусах API менее 20°.
Нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может иметь динамическую вязкость в условиях пласта (в частности, при температурах в диапазоне температур пласта) по меньшей мере 0,4 мПа⋅с (0,4 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 динамическую вязкость в условиях температуры пласта от 0,4 до 10000000 мПа⋅с (от 0,4 до 10000000 сП).
Нефтеносный пласт может быть подземным пластом. Подземный пласт может быть содержащим один или несколько пористых материалов матрицы, выбранных из группы, состоящей из пористой минеральной матрицы, пористой матрицы породы и комбинации пористой минеральной матрицы пористой матрицы породы, при этом данный пористый материал матрицы может располагаться ниже покрывающей породы на глубине в пределах от 50 метров до 6000 метров, или от 100 метров до 4000 метров, или от 200 метров до 2000 метров ниже поверхности земли.
Подземный пласт может быть подводным подземным пластом. Способ и система настоящего изобретения могут быть, в частности, подходящими для извлечения нефти из нефтеносного подводного подземного пласта при помощи морской нефтедобывающей платформы.
Пористый материал матрицы может быть консолидированным материалом матрицы, в котором по меньшей мере большинство и предпочтительно по существу все минералы и/или породы, которые образуют матрицу, консолидированы так, что минерал и/или порода образует массу, в которой по существу все минералы и/или породы оказываются неподвижными при прохождении через них нефти, композиции для извлечения нефти, воды или другой текучей среды. Предпочтительно по меньшей мере 95 мас. % или по меньшей мере 97 мас. %, или по меньшей мере 99 мас. % минералов и/или породы неподвижны, когда через них пропускается нефть, композиция для извлечения нефти, вода или другая текучая среда так, чтобы любое количество минералов и/или породы, смещающихся вследствие протекания нефти, композиции для извлечения нефти, воды или другой текучей среды, было бы недостаточным для придания пласту свойств непроницаемости для проходящего через данный пласт потока композиции для извлечения нефти, нефти, воды или другой текучей среды. Пористый материал матрицы может быть неконсолидированным материалом матрицы, в котором по меньшей мере большинство или по существу все минералы и/или породы, которые образуют материал матрицы, не консолидированы. Пласт может иметь проницаемость от 0,0001 до 15 дарси или от 0,001 до 1 дарси. Материал пористой минеральной матрицы и/или матрицы породы пласта может быть образован из песчаника и/или карбоната, выбранного из доломита, известняка и их смесей, при этом известняк может быть микрокристаллическим или кристаллическим известняком и/или мелом. Материал пористой минеральной матрицы и/или матрицы породы пласта может содержать значительные количества диоксида кремния в форме кварца, поскольку щелочность основанной на аммиаке композиции для извлечения нефти может быть достаточно низкой для того, чтобы не допускать растворения диоксида кремния-кварца.
Нефть в нефтеносном пласте может локализоваться в порах внутри пористого материала матрицы пласта. Нефть в нефтеносном пласте может быть иммобилизированной в порах внутри пористого материала матрицы пласта, например, капиллярными силами, взаимодействием нефти с поверхностями пор, вязкостью нефти или межфазным натяжением между нефтью и водой в пласте.
Нефтеносный пласт может также содержать воду, которая может локализоваться в порах внутри пористого материала матрицы. Вода в пласте может быть связанной водой, водой от заводнения при добыче нефти вторичными или третичными способами или их смесью. Вода в нефтеносном пласте может располагаться в пласте, иммобилизируя нефть внутри пор. Контактирование композиции для извлечения нефти с нефтью и водой в пласте может мобилизировать нефть в пласте для извлечения и добычи из пласта благодаря высвобождению по меньшей мере части нефти из пор внутри пласта вследствие снижения межфазного натяжения между водой и нефтью в пласте.
В некоторых воплощениях нефтеносный пласт может содержать неконсолидированный песок и воду. Нефтеносный пласт может быть нефтеносным песчаным пластом. В некоторых воплощениях нефть может содержать от около 1 мас. % до около 16 мас. % смеси из нефти, песка и воды, при этом песок может составлять от около 80 мас. % до около 85 мас. % смеси нефть/песок/вода, а вода может составлять от около 1 мас. % до около 16 мас. % смеси нефть/песок/вода. Песок может быть покрытым слоем воды, а нефть располагаться в свободном пространстве вокруг зерен смоченного песка. Необязательно нефтеносный пласт может также содержать газ, такой как, например, метан или воздух.
Далее с обращением к фиг. 1 показана система 200 настоящего изобретения, реализующая способ настоящего изобретения. Система содержит первую скважину 201 и вторую скважину 203, простирающиеся в нефтеносный пласт 205 такой, как описано выше. Нефтеносный пласт 205 может быть образован из одного или нескольких участков 207, 209 и 211 пласта, образованных пористым материалом матрицы, как описано выше, располагающихся ниже покрывающей породы 213. Нефтеносный пласт 205 может быть подводным пластом при том, что первая скважина 201 и вторая скважина 203 могут простираться от одной или нескольких морских платформ 215, расположенных на поверхности моря 217 над нефтеносным пластом 205.
В одном воплощении данная система включает композицию для извлечения нефти, содержащую воду, как описано выше, аммиак, как описано выше, поверхностно-активное вещество, как описано выше, и полимер, как описано выше. Содержание солей в композиции для извлечения нефти может быть выбрано и/или отрегулировано так, чтобы оптимизировать способность поверхностно-активного вещества и/или аммиака композиции для извлечения нефти снижать межфазное натяжение нефти в нефтеносном пласте и/или чтобы оптимизировать вязкость композиции для извлечения нефти, как описано выше. Композиция для извлечения нефти может быть обеспечена из хранилища 219 композиции для извлечения нефти, функционально соединенного по текучей среде с первой закачивающей/добывающей установкой 221 через трубопровод 223. Первая закачивающая/добывающая установка 221 может быть функционально соединенной по текучей среде с первой скважиной 201, которая может быть расположена, продолжаясь от первой закачивающей/добывающей установки 221 в нефтеносный пласт 205. Композиция для извлечения нефти может протекать от первой закачивающей/добывающей установки 221 через первую скважину 201 для вхождения в пласт 205, например, в участок 209 пласта, при этом первая закачивающая/добывающая установка 221 и первая скважина, или сама первая скважина содержит(-ат) средство для введения композиции для извлечения нефти в пласт. В качестве альтернативы, композиция для извлечения нефти может протекать от хранилища 219 композиции для извлечения нефти непосредственно к первой скважине 201 для закачивания в пласт 205 при том, что первая скважина содержит средство для введения композиции для извлечения нефти в пласт. Средство введения композиции для извлечения нефти в пласт 205 через первую скважину 201, располагающееся в первой закачивающей/добывающей установке 221, первой скважине 201 или в них обеих, может быть образовано насосом 225 для подачи композиции для извлечения нефти к перфорации или отверстиям в первой скважине, через которые композиция для извлечения нефти может быть введена в пласт.
В другом воплощении, показанном на фиг. 2, система может содержать отдельные хранилища для одного или нескольких из жидкого аммиака, поверхностно-активного вещества и полимера из композиции для повышения нефтеотдачи пласта. Жидкий аммиак может храниться в хранилище 227 для жидкого аммиака и может содержать вплоть до 10 мас. % воды, или вплоть до 5 мас. % воды, или же может быть безводным жидким аммиаком. Поверхностно-активное вещество может храниться в хранилище 229 для поверхностно-активного вещества и может быть анионным поверхностно-активным веществом, как описано выше. Полимер может храниться в хранилище 231 для полимера и может быть описанным выше полимером.
Вода может обеспечиваться из исходной воды, например, из морской воды, извлеченной пластовой воды, озерной воды, воды из водоносного горизонта или речной воды, подвергнутой обработке на установке 233 водоподготовки с целью доведения солености воды до уровня, оптимального с точки зрения использования в композиции для извлечения нефти, как описано выше. Установка водоподготовки может быть функционально соединенной по текучей среде с хранилищем 229 поверхностно-активного вещества через трубопровод 235 с тем, чтобы обеспечивать воду для смешивания с поверхностно-активным веществом с целью получения раствора поверхностно-активного вещества, и/или может быть функционально соединенной по текучей среде с хранилищем 231 полимера через трубопровод 237 с тем, чтобы обеспечивать воду для смешивания с полимером с целью получения раствора полимера. В качестве варианта, поверхностно-активное вещество, находящееся в хранилище 229 для поверхностно-активного вещества, может быть заранее смешанным водным раствором поверхностно-активного вещества и/или полимер, находящийся в хранилище 231 для полимера, может быть заранее смешанным водным раствором полимера.
Жидкий аммиак, поверхностно-активное вещество и полимер могут подаваться из хранилища 225 жидкого аммиака, хранилища 229 поверхностно-активного вещества и хранилища 231 полимера, соответственно, к хранилищу 219 композиции для извлечения нефти, в котором жидкий аммиак, поверхностно-активное вещество и полимер могут смешиваться и храниться в виде композиции для извлечения нефти. Хранилище 225 жидкого аммиака может быть функционально соединенным по текучей среде с хранилищем 219 композиции для извлечения нефти 219 через трубопровод 239; хранилище 229 поверхностно-активного вещества 229 может быть функционально соединенным по текучей среде с хранилищем композиции для извлечения нефти через трубопровод 241; и хранилище 231 полимера может быть функционально соединенным по текучей среде с хранилищем композиции для извлечения нефти через трубопровод 243. Вода для композиции для извлечения нефти в случае необходимости может обеспечиваться из исходной воды, подвергнутой обработке на установке 233 водоподготовки, при этом данная установка водоподготовки может быть функционально соединенной по текучей среде с хранилищем 219 композиции для извлечения нефти по трубопроводу 245.
Композиция для извлечения нефти может подаваться из хранилища 219 композиции для извлечения нефти к первой закачивающей/добывающей установке 221 или к первой скважине 201 для введения в пласт 205, как описано выше.
В качестве альтернативы, жидкий аммиак, поверхностно-активное вещество и полимер могут отдельно подаваться к первой закачивающей/добывающей установке 221 или к первой скважине 201 для введения в пласт 205 из хранилища 225 жидкого аммиака, хранилища 229 поверхностно-активного вещества и хранилища 231 полимера, соответственно. Хранилище 225 жидкого аммиака может быть функционально соединенным по текучей среде с первой закачивающей/добывающей установкой 221 или с первой скважиной 201 через трубопровод 247; хранилище 229 поверхностно-активного вещества может быть функционально соединенным по текучей среде с первой закачивающей/добывающей установкой 221 или с первой скважиной 201 через трубопровод 249; и хранилище 231 полимера может быть функционально соединенным по текучей среде с первой закачивающей/добывающей установкой 221 или с первой скважиной 201 через трубопровод 251. Обеспечиваемые отдельно жидкий аммиак, поверхностно-активное вещество и/или полимер и при необходимости дополнительная вода могут быть смешаны в первой закачивающей/добывающей установке 221 или первой скважине 201 с образованием композиции для извлечения нефти с целью закачки в пласт. В качестве альтернативы, жидкий аммиак, поверхностно-активное вещество, полимер и при необходимости дополнительная вода могут закачиваться в пласт 205 через первую скважину 201 отдельно или в не образующей полной композиции для извлечения нефти комбинации, и жидкий аммиак, поверхностно-активное вещество, полимер и при необходимости вода могут быть смешаны с образованием композиции для извлечения нефти внутри пласта, при этом полученная внутри пласта композиция для извлечения нефти может затем вступить в контакт с нефтью в пласте, мобилизируя нефть для добычи из пласта.
Как показано на обеих фиг. 1 и 2, композиция для извлечения нефти может быть введена в пласт 205, например, закачиванием композиции для извлечения нефти в пласт через первую скважину 201 посредством прокачивания композиции для извлечения нефти через первую скважину и в пласт или же прокачиванием компонентов композиции для извлечения нефти через первую скважину в пласт с их смешиванием внутри пласта для образования композиции для извлечения нефти in situ (на месте). Давление, под котором композиция для извлечения нефти или компоненты композиции для извлечения нефти вводятся в пласт, может находиться в диапазоне от величины мгновенного давления в пласте и вплоть до, но не включая величину давления гидроразрыва пласта. Давление, под котором композиция для извлечения нефти или ее компоненты могут закачиваться в пласт, может находиться в диапазоне от 20% до 95% или от 40% до 90% давления гидроразрыва пласта. В качестве варианта, композиция для извлечения нефти или ее компоненты могут закачиваться в пласт под давлением, равным или превышающим давление гидроразрыва пласта.
Объем композиции для извлечения нефти или объединенных компонентов композиции для извлечения нефти, вводимых в пласт 205 через первую скважину 201, может находиться в диапазоне от 0,001 до 5 объемов порового пространства, или от 0,01 до 2 объемов порового пространства, или от 0,1 до 1 объема порового пространства, или от 0,2 до 0,6 объемов порового пространства, где термин «объем порового пространства» относится к объему пласта, который может быть заполнен композицией для извлечения нефти или объединенными компонентами композиции для извлечения нефти между первой скважиной 201 и второй скважиной 203. Объем порового пространства может быть легко определен известными специалистам в данной области способами, например, исследованиями на моделях или нагнетанием через пласт 205 от первой скважины 201 ко второй скважине 203 воды с содержащимся в ней изотопным индикатором.
Распространение композиции для извлечения нефти в пласте при введении в пласт 205 композиции для извлечения нефти или при индивидуальном введении в пласт компонентов композиции для извлечения нефти и смешивании там с образованием композиции для извлечения нефти показано стрелками 253. При введении в пласт 205 или после смешивания компонентов композиции для извлечения нефти в пласте с образованием композиции для извлечения нефти композиция для извлечения нефти входит в контакт и образует смесь с частью нефти в пласте. Композиция для извлечения нефти может мобилизировать нефть в пласте при контактировании и смешивании с нефтью и водой в пласте. Композиция для извлечения нефти может мобилизировать нефть в пласте после вхождения в контакт и смешивании с нефтью, например, вследствие уменьшения капиллярных сил, удерживающих нефть в порах пласта, снижением смачиваемости нефти на поверхностях пор в пласте, ослаблением межфазного натяжения между нефтью и водой в пласте и/или благодаря образованию в пласте микроэмульсии с нефтью и водой.
Мобилизированная смесь из композиции для извлечения нефти, нефти и воды может проталкиваться через пласт 205 от первой скважины 201 ко второй скважине 203 дальнейшим введением в пласт большего количества композиции для извлечения нефти или компонентов композиции для извлечения нефти. Композиция для извлечения нефти может быть предназначена для вытеснения мобилизированной смеси из композиции для извлечения нефти и нефти через пласт 205 для добычи на второй скважине 203. Как описывалось выше, композиция для извлечения нефти содержит полимер, при этом содержащая полимер композиция для извлечения нефти может быть выполнена так, чтобы в температурных условиях пласта иметь вязкость такого же порядка величины, как и вязкость нефти в пласте, таким образом композиция для извлечения нефти может вытеснять мобилизированную смесь из композиции для извлечения нефти, нефти и воды через пласт, ингибируя образование языков смеси из мобилизированной нефти и композиции для извлечения нефти через пробку из композиции для извлечения нефти и ингибируя образование языков пробки из композиции для извлечения нефти через смесь из мобилизированной нефти и композиции для извлечения нефти.
Нефть может мобилизироваться для добычи из пласта 205 через вторую скважину 203 посредством введения в пласт композиции для извлечения нефти и/или ее компонентов, при том, что мобилизированная нефть направляется через пласт для добычи из второй скважины, как показывается стрелками 255, введением в пласт композиции для извлечения нефти или компонентов композиции для извлечения нефти через первую скважину 201. Нефть, мобилизированная для добычи из пласта 205, может содержать мобилизированную смесь нефти и композиции для извлечения нефти. Вода и/или газ также могут быть мобилизированными для добычи из пласта 205 через вторую скважину 203 введением в пласт композиции для извлечения нефти или ее компонентов через первую скважину 201.
После введения композиции для извлечения нефти в пласт 205 через первую скважину 201 нефть может быть извлечена и добыта из пласта через вторую скважину 203. Система настоящего изобретения может содержать располагающееся во второй скважине средство для извлечения и добычи нефти из пласта 205 вслед за введением в пласт композиции для извлечения нефти или компонентов композиции для извлечения нефти и может содержать располагающееся во второй скважине средство, предназначенное для извлечения и добычи из пласта композиции для извлечения нефти, воды и/или газа вслед за введением в пласт композиции для извлечения нефти. Данное средство, располагающееся на второй скважине 203 и предназначенное для извлечения и добычи нефти и при необходимости для извлечения и добычи композиции для извлечения нефти, воды и/или газа, может быть образовано из насоса 257, который может быть расположен на второй закачивающей/добывающей установке 259 и/или внутри второй скважины 203. Насос 257 может вытягивать нефть и при необходимости композицию для извлечения нефти, воду и/или газ из пласта 205 через перфорацию на второй скважине 203 для подачи нефти и при необходимости композиции для извлечения нефти, воды и/или газа ко второй закачивающей/добывающей установке 259.
В качестве варианта, средство для извлечения и добычи нефть и при необходимости композиции для извлечения нефти, воды и/или газа из пласта 205 может быть образовано из компрессора 261, который может быть расположен во второй закачивающей/добывающей установке 259. Компрессор 261 может быть функционально соединенным по текучей среде с резервуаром 263 для хранения газа через трубопровод 265 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 обеспечения добычи нефти и при необходимости композиции для извлечения нефти, воды и/или газа из пласта через вторую скважину 203, при этом подходящее давление может быть определено стандартными способами, известными специалистам в данной области. Сжатый газ может нагнетаться в пласт из иного положения на второй скважине 203, нежели положение, из которого нефть и при необходимости композиция для извлечения нефти, вода и/или газ добываются из пласта, например, сжатый газ может нагнетаться в пласт на участке 207 пласта, в то время как нефть, композиция для извлечения нефти, вода и/или газ добываются из пласта на участке 209 пласта.
Нефть, при необходимости в смеси с композицией для извлечения нефти, водой и/или газом, может извлекаться из пласта 205, как показано стрелками 255, и подаваться второй скважиной 203 ко второй закачивающей/добывающей установке 259. Нефть может быть отделена от композиции для извлечения нефти, воды и/или газа в установке 267 разделения, располагающейся во второй закачивающей/добывающей установке 259 и функционально соединенной по текучей среде со средством 257 для добычи нефти и при необходимости композиции для извлечения нефти, воды и/или газа из пласта. Установка 267 разделения может быть образована из стандартного сепаратора жидкость-газ для отделения газа от нефти, композиции для извлечения нефти и воды; и стандартного сепаратора углеводороды-вода, содержащего узел деэмульгирования, для отделения нефти от воды и растворимых в воде компонентов композиции для извлечения нефти.
Отделенная добытая нефть может подаваться от установки 267 разделения второй закачивающей/добывающей установки 259 к резервуару 269 для хранения нефти, который может быть функционально соединен по текучей среде с установкой 267 разделения второй закачивающей/добывающей установки трубопроводом 271. Отделенный газ может подаваться от установки 267 разделения второй закачивающей/добывающей установки 259 к резервуару 263 для хранения газа, который может быть функционально соединен по текучей среде с установкой 267 разделения второй закачивающей/добывающей установки трубопроводом 273.
В одном воплощении системы и способа настоящего изобретения в первый интервал времени первая скважина 201 может использоваться для закачивания композиции для извлечения нефти и/или ее компонентов в пласт 205, а вторая скважина 203 может использоваться для добычи нефти из пласта, как описано выше, а во второй интервал времени вторая скважина 203 может использоваться для закачивания композиции для извлечения нефти и/или ее компонентов в пласт 205 с целью мобилизирования нефти в пласте и вытеснения мобилизированной нефти через пласт к первой скважине, а первая скважина 201 может использоваться для добычи нефти из пласта, при этом второй интервал времени является следующим за первым интервалом времени. Вторая закачивающая/добывающая установка 259 может содержать средство, такое как насос 275, которое может быть функционально соединено по текучей среде с хранилищем 219 композиции для извлечения нефти по трубопроводу 277 и которое функционально соединено по текучей среде со второй скважиной 203 для введения композиции для извлечения нефти в пласт 205 через вторую скважину. В качестве альтернативы, как показано на фиг. 2, средство 275 может быть функционально соединенным по текучей среде с хранилищем 227 жидкого аммиака через трубопровод 279; хранилищем 229 поверхностно-активного вещества через трубопровод 281; и хранилищем 231 полимера через трубопровод 283 для введения компонентов композиции для извлечения нефти в пласт через вторую скважину 203. Из тех же фиг. 1 и 2 видно, что первая закачивающая/добывающая установка 221 может содержать средство, такое как насос 285 или компрессор 287, функционально соединенное по текучей среде с резервуаром 263 для хранения газа через трубопровод 289 и предназначенное для добычи нефти и при необходимости композиции для извлечения нефти, воды и/или газа из пласта 205 через первую скважину 201. Первая закачивающая/добывающая установка 221 может также содержать установку 291 разделения, предназначенную для разделения добытой нефти, композиции для извлечения нефти, воды и/или газа. Установка 291 разделения может быть образована из стандартного сепаратора жидкость-газ для отделения газа от добытой нефти и воды; и стандартного сепаратора углеводороды-вода для отделения добытой нефти от воды и растворимых в воде компонентов композиции для извлечения нефти, при этом сепаратор углеводороды-вода содержит узел деэмульгирования. Установка 291 разделения может быть функционально соединенной по текучей среде с резервуаром 269 для хранения нефти через трубопровод 293 для обеспечения хранения добытой нефти в резервуаре для хранения нефти; резервуаром 263 для хранения газа через трубопровод 295 для хранения добытого газа в резервуаре для хранения газа.
В первый интервал времени первая скважина 201 может использоваться для введения в пласт 205 композиции для извлечения нефти или компонентов композиции для извлечения нефти, а вторая скважина 203 может использоваться для добычи нефти из пласта; затем во второй интервал времени вторая скважина 203 может использоваться для введения в пласт 205 композиции для извлечения нефти или компонентов композиции для извлечения нефти, а первая скважина 201 может использоваться для добычи нефти из пласта; при этом первый и второй интервалы времени составляют цикл. Такие циклы могут выполняться многократно и включать чередование первой скважины 201 и второй скважины 203 между введением композиции для извлечения нефти или ее компонентов в пласт 205 и добычей нефти из пласта, где одна скважина является закачивающей, а вторая добывающей в первый интервал времени, а затем во второй интервал времени они переключаются. Цикл может составлять от около 12 часов до около 1 года, или от около 3 дней до около 6 месяцев, или от около 5 дней до около 3 месяцев.
Далее с обращением к фиг. 3 иллюстрируется расположение скважин. Расстановка 300 включает первую группу 302 скважин (обозначенную линиями, наклоненными слева направо вверх) и вторую группу 304 скважин (обозначенную линиями, наклоненными слева направо вниз). В некоторых воплощениях системы и способа настоящего изобретения первая скважина системы и способа, описанная выше, может включать множество первых скважин, изображенных в расстановке 300 в виде первой группы 302 скважин, а вторая скважина системы и способа, описанная выше, может включать множество вторых скважин, изображенных в расстановке 300 в виде второй группы 304 скважин.
Каждая скважина в первой группе 302 скважин по горизонтали может располагаться от скважины, являющейся соседней по первой группе 302 скважин, через интервал 330. Горизонтальный интервал 330 может составлять от около 5 до около 5000 метров, или от около 10 до около 1000 метров, или от около 20 до около 500 метров, или от около 30 до около 250 метров, или от около 50 до около 200 метров, или от около 90 до около 150 метров, или около 100 метров. Каждая скважина в первой группе 302 скважин по вертикали может располагаться от скважины, являющейся соседней по первой группе 302 скважин, через интервал 332. Вертикальный интервал 332 может составлять от около 5 до около 5000 метров, или от около 10 до около 1000 метров, или от около 20 до около 500 метров, или от около 30 до около 250 метров, или от около 50 до около 200 метров, или от около 90 до около 150 метров, или около 100 метров.
Каждая скважина во второй группе 304 скважин по горизонтали может располагаться от скважины, являющейся соседней по второй группе 304 скважин, через интервал 336. Горизонтальный интервал 336 может составлять от 5 до 5000 метров, или от 10 до 1000 метров, или от 20 до 500 метров, или от 30 до 250 метров, или от 50 до 200 метров, или от 90 до 150 метров, или около 100 метров. Каждая скважина во второй группе 304 скважин по вертикали может располагаться от скважины, являющейся соседней по второй группе 304 скважин, через интервал 338. Вертикальный интервал 338 может составлять от 5 до 5000 метров, или от 10 до около 1000 метров, или от 20 до 500 метров, или от 30 до 250 метров, или от 50 до 200 метров, или от 90 до 150 метров, или около 100 метров.
Каждая скважина в первой группе 302 скважин от соседних скважин из второй группы 304 скважин может располагаться через интервал 334. Каждая скважина во второй группе 304 скважин от соседних скважин из первой группы 302 скважин может располагаться через интервал 334. Расстояние 334 может составлять от 5 до 5000 метров, или от 10 до 1000 метров, или от 20 до 500 метров, или от 30 до 250 метров, или от 50 до 200 метров, или от 90 до 150 метров, или около 100 метров.
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 воплощениях расстановка 300 скважин может насчитывать от 10 до 1000 скважин, например, от 5 до 500 скважин в первой группе 302 скважин и от 5 до 500 скважин во второй группе 304 скважин.
В некоторых воплощениях расстановка 300 скважин при виде сверху может выглядеть как первая группа 302 скважин и вторая группа 304 скважин, являющиеся вертикальными скважинами, расположенными на участке земли через определенные интервалы друга от друга. В некоторых воплощениях расстановка 300 скважин при боковом виде сечения пласта может выглядеть как первая группа 302 скважин и вторая группа 304 скважин, являющиеся горизонтальными скважинами, расположенными внутри пласта через интервалы друга от друга.
Далее с обращением к фиг. 4 иллюстрируется расстановка 400 скважин. Расстановка 400 включает первую группу 402 скважин (обозначенную линиями, наклоненными слева направо вверх) и вторую группу 404 скважин (обозначенную линиями, наклоненными слева направо вниз). Расстановка 400 может быть такой же расстановкой скважин, как описано выше в отношении расстановки 300 на фиг. 3. В некоторых воплощениях системы и способа настоящего изобретения первая скважина системы и способа, описанная выше, может включать множество первых скважин, изображенных в расстановке 400 в виде первой группы 402 скважин, а вторая скважина системы и способа, описанная выше, может включать множество вторых скважин, изображенных в расстановке 300 в виде второй группы 304 скважин.
Композиция для извлечения нефти или ее компоненты могут закачиваться в первую группу 402 скважин, а нефть может извлекаться и добываться из второй группы 404 скважин. Показано, что композиция для извлечения нефти может иметь профиль 406 нагнетания, а нефть может добываться из второй группы 404 скважин, имеющей профиль 408 извлечения нефти.
Композиция для извлечения нефти или ее компоненты могут закачиваться во вторую группу 402 скважин, а нефть может извлекаться и добываться из первой группы 402 скважин. Показано, что композиция для извлечения нефти может иметь профиль 408 нагнетания, а нефть может добываться из первой группы 402 скважин, имеющей профиль 406 извлечения нефти.
В первый интервал времени первая группа 402 скважин может использоваться для закачивания композиции для извлечения нефти или ее компонентов, а вторая группа 404 скважин может использоваться для добычи нефти из пласта; затем во второй интервал времени вторая группа 404 скважин может использоваться для закачивания композиции для извлечения нефти или ее компонентов, а первая группа 402 скважин может использоваться для добычи нефти из пласта; при этом первый и второй интервалы времени составляют цикл. В некоторых воплощениях такие циклы могут выполняться многократно и включать чередование первой и второй групп 402 и 404 скважин между введением композиции для извлечения нефти или ее компонентов и добычей нефти из пласта, где одна группа скважин является закачивающей, а вторая добывающей в первый интервал времени, а затем во второй интервал времени они переключаются.
Для содействия лучшему пониманию настоящего изобретения далее представляются примеры некоторых объектов некоторых воплощений. При этом следующие примеры никоим образом не должны восприниматься в качестве ограничивающих или устанавливающих границы объема данного изобретения.
Пример
Было выполнено извлечение нефти с заводнением в соответствии со способом и системой настоящего изобретения при использовании композиции в соответствии с настоящим изобретением. Эксперимент проводился с целью определения влияния использования аммиачно-ПАВ-полимерной композиции на извлечение остаточной нефти из пласта. Был приготовлен моделирующий пласт слой песка набивкой песка с величиной зерна от 80 до 120 меш в стеклянный цилиндр диаметром два дюйма. Затем этот модельный песчаный слой подвергался вакуумированию и заводнялся синтетическим пластовым соляным раствором. Далее модельный песчаный слой был размещен вертикально в сушильном шкафу при 69°C и насыщался маловязкой сырой нефтью (1,2 сП при 69°C) от верха песчаного слоя до тех пор, пока из песчаного слоя не переставала вытекать вода при дальнейшем введении нефти. Для моделирования добычи нефти из моделирующего пласт песчаного слоя далее данный песчаный слой заводнялся синтетическим соляным раствором от дна песчаного слоя со скоростью 1,0 метров в день до тех пор, пока больше никакой нефти из песчаного слоя не добывалось. При использовании этих методик под действием гравитации стабилизируются и нефтенасыщенность, и заводнение, при том, что сверху моделирующего пласт песчаного слоя нагнетается менее плотная жидкость, а более плотная жидкость нагнетается от основания. Количество остаточной нефти, остающейся в песчаном слое после заводнения (Sor, остаточная нефтенасыщенность), вычисляется вычитанием количества нефти, извлеченной в результате заводнения, из общего количества нефти, поглощенной песчаным слоем в процессе насыщения данного песчаного слоя нефтью.
4
OR
Далее была определена нефтеотдача вследствие заводнения аммиачно-ПАВ-полимерным соляным раствором. Был приготовлен аммиачно-ПАВ-полимерный соляной раствор, содержащий 1 мас. % NHOH, 0,8 мас. % IOS2024 в качестве поверхностно-активного вещества (сульфонат внутреннего олефина С20-24), 250 ч./млн FLOPAAM 3130 (сополимер 30% акриловой кислоты и 70% акриламида, номинальная молекулярная масса 5 миллионов) и 1 мас. % NaCl. Для определения извлечения нефти вследствие аммиачно-ПАВ-полимерного заводнения после заводнения водой песчаный слой затоплялся 0,3 объемами порового пространства аммиачно-ПАВ-полимерного соляного раствора при расходе 1 фут в день, с последующими 1,2 объемами порового пространства 250 ч./млн FLOPAAM 3130 в 1% NaCl для добычи дополнительной нефти из остаточной нефти, остающейся в моделирующем пласт песчаном слое. На фиг. 5 изображена добыча остаточной нефти (S) в виде графика зависимости от объема порового пространства аммиачно-ПАВ-полимерного соляного раствора, вводимого в песчаный слой. Как показано на фиг. 5, введение в песчаный слой 0,3 объемов порового пространства аммиачно-ПАВ-полимерного соляного раствора и 1,2 объема порового пространства полимерного раствора обеспечило приблизительно 87% нефтеотдачу остаточной нефти в моделирующем пласт песчаном слое.
Настоящее изобретение хорошо подходит для достижения поставленных целей и обеспечения преимуществ, упоминаемых в данной заявке, а также неотъемлемо ему присущих. Раскрываемые выше предпочтительные воплощения являются лишь иллюстративными при том, что настоящее изобретение может модифицироваться и применяться различными, но эквивалентными способами, очевидными специалистам в данной области, способным извлечь из данного изобретения пользу. При этом никаких ограничений помимо описанных в нижеследующей формуле изобретения к показанным здесь особенностям конструкции или исполнению не предполагается. При том, что системы и способы описаны в терминах «содержащий», «составляющий» или «включающий», различные компоненты или стадии композиций и способов могут также «состоять по существу из» или «состоять из» указанных различных компонентов и стадий. Всякий раз, когда раскрывается числовой диапазон с нижним пределом и верхним пределом, при этом раскрывается и любое число, и любой поддиапазон, попадающие в данный диапазон. В частности, каждый раскрываемый здесь диапазон величин (в форме «от а до b» или, эквивалентно, «а-b») должен пониматься как описывающий любое число и диапазон, заключенные внутри более широкого диапазона величин. Всякий раз, когда раскрывается числовой диапазон, имеющий конкретно определенный только нижний предел, конкретно определенный только верхний предел или конкретно определенный верхний предел и конкретно определенный нижний предел, такой диапазон также включает и любые числовые величины «около» указанного нижнего предела и/или указанного верхнего предела. Кроме того, термины в формуле изобретения имеют их очевидное, обычное значение, если патентообладателем явно и ясно не определяется иного. Помимо этого, единственное число элемента при его использовании в формуле изобретения означает один или более чем один указанный элемент.