ВНУТРИПЛАСТОВАЯ МНОГОСТАДИЙНАЯ ПАРОВАЯ ЭКСТРАКЦИЯ БИТУМА
IN-SITU MULTI-STEP STEAM EXTRACTION OF BITUMEN

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение предлагает способ внутрипластовой многостадийной паровой экстракции для добычи нефтепродуктов из тяжелых нефтяных или битумных пластов подземных месторождений.
Уровень техники, к которой относится изобретение
Добыча битума из нефтеносных песков представляет собой сложную задачу, для решения которой требуются получение доступа к подземному битуму, извлечение битума из подземного песка, а затем доставка битума из подземного месторождения на поверхность земли. Предлагаются многочисленные способы добычи битума из нефтеносных песков. Во вводном разделе публикации патентной заявки США № 2008/0139418 представлен обзор множества способов добычи, включая такие способы, как открытая добыча, технология холодного потока, циклическая паровая стимуляции (CSS), паровой гравитационный дренаж (SAGD) и паровая экстракция (VAPEX).
Способы CSS и SAGD представляют собой «горячие» процессы (то есть термические процессы), в которых используется горячий пар для уменьшения вязкости подземного битума. В этих процессах пар нагнетается через первую скважину в подземные нефтеносные пески. Пар проникает сквозь пески и снижает вязкость битума посредством нагревания нефтеносных песков, которое упрощает течение битума через пески в первую скважину (CSS) или во вторую скважину (SAGD), из которой осуществляется добыча битума. При использовании способа CSS пар нагнетается в скважину при температурах от 250°C до 400°C. Скважина затем выдерживается в течение периода, составляющего нескольких суток или недель, в течение которых пар нагревает битум в подземной среде, которая окружает скважину, и это заставляет битум стекать в скважину, и после этого горячая нефть, смешанная с конденсированным паром, выкачивается из скважины в течение нескольких недель или месяцев. Затем процесс повторяется. В способе SAGD осуществляется бурение двух горизонтальных скважин, которые располагаются одна под другой (и, как правило, их разделяет расстояние, составляющее приблизительно пять метров). Пар нагнетается в верхнюю скважину, нагревая битум в окружающей подземной среде, и в результате этого снижается вязкость битума, заставляя его перетекать в нижнюю скважину. Получаемая в результате смесь битума и конденсированного пара после этого выкачивается на поверхность из нижней скважины. Согласно публикации патентной заявки США № 2008/0139418, добыча битума из пласта нефтеносных песков способом CSS, как правило, составляет лишь приблизительно от 20 до 25 процентов (%), в то время как добыча способами SAGD, согласно сообщениям, составляет вплоть до приблизительно 60% битума, который присутствует в пласте нефтеносных песков.
Также известен модифицированный вариант способа SAGD. Патент США № 6230814 описывает способ, который стал известным как способ паровой гравитационный дренаж с расширяющимся растворителем (ES-SAGD). Для способа ES-SAGD требуется объединение углеводородов с паром в процессе типа SAGD, таким образом, что углеводороды могут солюбилизировать битум в подземных нефтеносных песках в целях дополнительного уменьшения вязкости битума, что упрощает сток битума во вторую скважину для ее переноса на поверхность земли. В этом патенте в качестве подходящих добавок описываются углеводороды, содержащие от 1 до 25 атомов углерода.
Проблемы термических способов представляют собой низкая степень добычи, составляющая от 40 до 60 процентов присутствующей нефти, а также высокие расходы энергии и воды. Один подход, посредством которого улучшаются эксплуатационные характеристики скважины (повышается дебит нефти, увеличивается степень добычи, или снижается расход пара), представляет собой введение химического реагента в нагнетаемый паровой поток. Была продемонстрирована потенциальная полезность введения химических реагентов нескольких различных типов, включая простые эфиры гликолей, амины и поверхностно-активные вещества; см. патенты США № 3396792 и № 3454095; патентные заявки США № 2009/0078414 и № 2009/0218099; а также предварительные патентные заявки США № 61/806067 и № 61/739279. Однако непрерывное введение таких добавок в пар является дорогостоящим и непрактичным.
Было бы желательным создание парового способа повышения нефтеотдачи, который увеличивает степень извлечения битума и/или тяжелой нефти и в то же время является экономически обоснованным.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение предлагает внутрипластовый способ добычи битума, называемый термином «многостадийная паровая экстракция» (SSE), в котором используются паровые композиции, и который представляет собой экономичное решение проблемы повышения процентной степени извлечения тяжелой нефти и/или битума по сравнению с современными способами CSS, SAGD и/или ES-SAGD.
Согласно одному варианту осуществления, настоящее изобретение представляет собой способ внутрипластовой добычи нефтепродуктов из подземных тяжелых нефтяных или битумных пластов, включающий следующие стадии: (i) бурение одной или нескольких скважин в пределах богатой нефтью зоны тяжелого нефтяного или битумного пласта; (ii) нагнетание первой паровой композиции в скважину; (iii) добыча нефтепродуктов из скважины; (iv) нагнетание в скважину второй паровой композиции, которая отличается от первой паровой композиции; (v) добыча дополнительных нефтепродуктов из скважины; (vi) необязательный повтор одного или нескольких циклов нагнетания/добычи (стадии (iv) и (v)), если это желательно, с использованием третьей, четвертой, пятой и последующих паровых композиций; (vii) определение прекращения добычи нефтепродуктов; и (viii) прекращение добычи нефтепродуктов, причем предпочтительный нефтепродукт представляет собой битум, добываемый из подземных битумных пластов.
Согласно одному варианту осуществления, настоящее изобретение представляет собой способ, описанный выше в данном документе, в котором нагнетательная скважина и эксплуатационная скважина представляют собой одну и ту же скважину.
Согласно одному варианту осуществления, настоящее изобретение представляет собой способ, описанный выше в данном документе, в котором осуществляется бурение двух или более скважин, включающий следующие стадии: (i)(a) бурение одной или нескольких нагнетательных скважин в пределах богатой нефтью зоны тяжелого нефтяного или битумного пласта; (i)(b) бурение одной или нескольких эксплуатационных скважин, расположенных в пределах богатой нефтью зоны тяжелого нефтяного или битумного пласта; (ii)(a) нагнетание первой паровой композиции в нагнетательную скважину; (iii)(b) добыча нефтепродуктов из эксплуатационной скважины; (iv)(a) нагнетание в нагнетательную скважину второй паровой композиции, которая отличается от первой паровой композиции; (v)(b) добыча дополнительных нефтепродуктов из эксплуатационной скважины; (vi) необязательный повтор одного или нескольких циклов нагнетания/добычи (стадии (iv)(a) и (v)(b)), если это желательно, с использованием третьей, четвертой, пятой и последующих паровых композиций; (vii) определение прекращения добычи нефтепродуктов; и (viii) прекращение добычи нефтепродуктов, причем предпочтительно осуществляется горизонтальное бурение одной или нескольких нагнетательных скважин до глубины, расположенной в пределах богатой нефтью зоны, а также осуществляется горизонтальное бурение одной или нескольких эксплуатационных скважин до глубины, ниже чем и по существу параллельно нагнетательным скважинам, расположенным в пределах богатой нефтью зоны.
Согласно одному варианту осуществления, настоящее изобретение представляет собой способ, описанный выше в данном документе, в котором, по меньшей мере, одна паровая композиция состоит, в основном, из пара.
1
25
4
10
4
10
4
10
Согласно одному варианту осуществления, настоящее изобретение представляет собой способ, описанный выше в данном документе, в котором, по меньшей мере, одна паровая композиция содержит пар и одно или несколько повышающих нефтеотдачу веществ в количестве, составляющем от 0,01 до 10 мас.% по отношению к суммарной массе пара и повышающих нефтеотдачу веществ; в качестве альтернативы, каждая паровая композиция содержит пар и одно или несколько повышающих нефтеотдачу веществ в количестве, составляющем от 0,01 до 10 мас.% по отношению к суммарной массе пара и повышающих нефтеотдачу веществ, причем в качестве повышающих нефтеотдачу веществ предпочтительно присутствуют алкан; бензол; толуол; дизельное топливо; углеводород C-C; первичный спирт C-C; вторичный спирт C-C; третичный спирт C-C; алкоксилат алкилового спирта; этоксилат алкилфенола; третичный ацетилендиол; аминоспирт; аммиак; первичный амин; вторичный амин; третичный амин; гликоль; простой эфирамин гликоля; простой эфир алкиленгликоля; анионное поверхностно-активное вещество; альфа-олефинсульфонат; алкоксилат жирной кислоты; или их смеси; повышающее нефтеотдачу вещество предпочтительнее представляет собой простой моногексиловый эфир моноэтиленгликоля, простой моногексиловый эфир диэтиленгликоля, простой моногексиловый эфир триэтиленгликоля, простой 2-этилгексиловый эфир моноэтиленгликоля, простой 2-этилгексиловый эфир диэтиленгликоля, простой 2-этилгексиловый эфир триэтиленгликоля, простой 2-пропилгептиловый эфир моноэтиленгликоля, простой 2-пропилгептиловый эфир диэтиленгликоля, простой 2-пропилгептиловый эфир триэтиленгликоля, 2-(2-гексокси-2-этокси)-1-аминоэтан.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет технологическую схему, иллюстрирующую способ многостадийной паровой экстракции нефтепродуктов согласно одному варианту осуществления настоящему изобретению.
Фиг. 2 представляет технологическую схему, иллюстрирующую способ многостадийной паровой экстракции нефтепродуктов согласно еще одному варианту осуществления настоящему изобретению.
Фиг. 3 представляет иллюстрацию испытательного устройство, используемого для определения эффективности экстракции битума в экспериментах 1-3.
Подробное описание изобретения
В способе согласно настоящему изобретению требуется нагнетание паровой композиции через скважину в подземное месторождение, содержащее тяжелый нефтяной или битумный пласт. Подземное месторождение желательно располагается внутри или вблизи пласта нефтеносного песка. Нефтеносный песок также известен как гудронный песок или битуминозный песок. Нефтеносный песок представляет собой рыхлый песок или частично отвержденный песчаник, который составляют смеси песка, глины и воды, включающие битум. Канада, Казахстан и Россия располагают огромными месторождениями нефтеносных песков. Когда способ согласно настоящему изобретению применяется к нефтеносным пескам, осуществляется экстракция битума, который отделяется от других компонентов нефтеносных песков в подземном месторождении посредством многостадийного нагнетания паровых композиций в подземное месторождение в целях увеличения текучести битума по отношению к чистому пару, и в результате этого битум получает возможность быстрее вытекать из компонентов нефтеносного песка и, в конечном счете, перекачиваться на поверхность земли. Способ согласно настоящему изобретению, прежде всего, предотвращает необходимость подземной добычи нефтеносного песка в целях экстракции битума из добытого нефтеносного песка, что требуется в способе открытой добычи. Вместо этого настоящее изобретение предлагает экстрагировать битум из нефтеносного песка внутри пластов, то есть непосредственно внутри подземного месторождения нефтеносного песка.
Паровая композиция согласно настоящему изобретению содержит пар и/или пар и повышающее нефтеотдачу вещество. Паровые композиции желательно нагнетаются при достаточных уровнях температуры и давления, чтобы получилась паровая композиция, у которой температура составляет 150°C или более, предпочтительно 180°C или более, и, в то же самое время, эта температура составляет желательно 300°C или менее и предпочтительно 260°C или менее.
Пар в паровой композиции может представлять собой перегретый пар, насыщенный пар, пар, у которого качество составляет менее чем 100 процентов, или любое их сочетание. «Перегретый пар» представляет собой пар, который существует при температуре, превышающей температуру равновесия водяного пара и жидкой воды. «Насыщенный пар» является синонимом по отношению к пару, у которого качество составляет 100 процентов. Качество пара представляет собой характеристику количества жидкой водной фазы, которая присутствует в паре. Пар, у которого качество составляет 100 процентов, имеет нулевое процентное содержание присутствующей в нем жидкой водной фазы. «Пар, у которого качество составляет менее чем 100 процентов» содержит некоторое количество присутствующей в нем жидкой водной фазы. Паровая композиция, представляющая собой пар, у которого качество составляет менее чем 100 процентов, может включать композицию, которая образуется в результате объединения потока пара и потока жидкой водной фазы друг с другом.
1
25
4
10
В технике известны повышающие нефтеотдачу вещества; см., например, патенты США №№ 3396792, 3454095, 3782472, 3902557, 5110487, 6225263, 6230814 и 7938183; публикации патентных заявок США №№ 2009/0078414, 2009/0218099 и 2013/0081808; а также предварительные патентные заявки США № 61/806067 и № 61/739279, причем все эти документы во всей своей полноте включаются в настоящий документ посредством ссылки. Обычный класс соединений, пригодных для использования в качестве повышающих нефтеотдачу веществ, представляют собой поверхностно-активные вещества. Однако для использования в способе согласно настоящему изобретению является подходящим любое повышающее нефтеотдачу вещество, которое улучшает добычу нефтепродуктов, включая, например, без ограничения, алканы; бензолы; толуолы; дизельное топливо; углеводороды C-C; первичные, вторичные и третичные спирты C-C; алкоксилаты алкиловых спиртов, такие как этоксилаты спиртов, пропоксилаты спиртов, пропоксилато-этоксилаты спиртов и этоксилаты алкилфенолов; третичные ацетилендиолы, включая этоксилаты третичных ацетилендиолов; аминоспирты, включая моноэтаноламин (MEA), диэтаноламин (DEA) или триэтаноламин (TEA); аммиак; амины, включая первичные, вторичные и третичные амины; гликоли, такие как этиленгликоль и пропиленгликоль, а также соответствующие производные; простые эфиры амингликолей; простые эфиры алкиленгликолей, анионные поверхностно-активные вещества, такие как алкиларилбензол; альфа-олефинсульфонаты; алкоксилаты жирных кислот; а также их смеси. Предпочтительные повышающие нефтеотдачу вещества представляют собой простой моногексиловый эфир моноэтиленгликоля, простой моногексиловый эфир диэтиленгликоля, простой моногексиловый эфир триэтиленгликоля, простой 2-этилгексиловый эфир моноэтиленгликоля, простой 2-этилгексиловый эфир диэтиленгликоля, простой 2-этилгексиловый эфир триэтиленгликоля, простой 2-пропилгептиловый эфир моноэтиленгликоля, простой 2-пропилгептиловый эфир диэтиленгликоля, простой 2-пропилгептиловый эфир триэтиленгликоля, 2-(2-гексокси-2-этокси)-1-аминоэтан.
1
25
1
25
Углеводороды, которые являются подходящими в качестве повышающих нефтеотдачу веществ, представляют собой, без ограничения, углеводороды C-C, а также их сочетания. Примеры подходящих углеводородов C-C представляют собой, без ограничения, метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан, гептан, октан, нонан, декан, ундекан, додекан, тридекан, тетрадекан, растворитель, керосин, лигроин, а также их сочетания.
a
a
Следующие подходящие повышающие нефтеотдачу вещества представляют собой аммиак или один или несколько аминов. Подходящие амины включают любой амин, у которого температура кипения при атмосферном давлении составляет не более чем 135°C, и значение pK составляет, по меньшей мере, 5,0. Согласно еще одному варианту осуществления, амин представляет собой любой амин, у которого температура кипения при атмосферном давлении составляет не более чем 145°C и значение pK составляет, по меньшей мере, 4,95.
a
a
Примерные амины представляют собой, не ограничиваясь этим, метиламин, диметиламин, триметиламин, диэтиламин, этиламин, изопропиламин, н-пропиламин, диэтиламин, 1,1-диметил гидразин, изобутиламин, н-бутиламин, пирролидон, триэтиламин, метилгидразин, пиперидин, дипропиламин, гидразин, пиридин, этилендиамин, 3-метоксипропиламин, N,N-диэтилгидроксиламин, морфолин, пиррол и циклогексиламин. согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения, могут оказываться желательными амины, которые одновременно имеют низкую температуру кипения и сравнительно высокое значение pK, такие как диметиламин (температуру кипения: -1,7°C; pK=10,68).
Еще одно подходящее повышающее нефтеотдачу вещество представляет собой простой эфирамин гликоля. Такие простые эфирамины гликолей описывает следующая структура:
2
4
x
2
R-(OCH)-NH
или
2
3
y
2
R-(OCHCH(CH))- NH
1
6
где в качестве R присутствует C-C-алкильная группа или фенильная группа, и каждое из чисел x и y независимо составляет от 1 до 3. Примерные предпочтительные простые эфирамины гликолей представляют собой предпочтительно 2-бутокси-1-аминоэтан; 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан; 2-(2-бутоксиэтокси)-1-аминоэтан; 1-метокси-2-аминопропан; 1-propoxy-2-аминопропан; 1-бутокси-2-аминопропан; 1-(2-метокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-(2-propoxy-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-(2-бутокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-[2-(2-propoxy-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан; или 1-[2-(2-бутокси-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан, предпочтительнее 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан или 1-(2-метокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан.
Еще одно подходящее повышающее нефтеотдачу вещество представляет собой простой эфир алкиленгликоля. Простой эфир алкиленгликоля желательно является летучим в условиях температуры, давления и состава паровой композиции, которая нагнетается в скважину, как описано выше. Предпочтительно простой эфир алкиленгликоля образует азеотропную смесь с водой в целях оптимизации эффективности диспергирования и переноса в паровой фазе.
Подходящие простые эфиры алкиленгликолей характеризует следующая химическая формула:
1
n
2
H(OR)OR
причем в настоящем документе:
1
R представляет собой алкиленовое звено или просто алкилен,
1
OR представляет собой звено алкиленгликоля,
2
2
2
2
R представляет собой алкил или арил, и OR представляет собой простоэфирный алкильный компонент или простоэфирный арильный компонент. R может представлять собой чистый алкил или чистый арил, или он может представлять собой замещенный алкил или арил, содержащий элементы, которые не представляют собой углерод или водород. Термин «чистый» в настоящем описании означает «состоящий только из атомов углерода и водорода». Как правило, R состоит из атомов углерода и водорода, и число n составляет один или более, и хотя в наиболее широком смысле отсутствует известный верхний предел числа n, оказывается желательным, что n составляет 10 или менее, предпочтительно 8 или менее, предпочтительнее 6 или менее, еще предпочтительнее 4 или менее, и может составлять 3 или менее, даже 2 или менее, и n может равняться единице.
Конкретные примеры подходящих простых эфиров алкиленгликолей представляют собой любое одно из следующих соединений или любое сочетание более чем одного из следующих соединений: н-бутиловый простой эфир пропиленгликоля (например, так называемый простой эфир гликоля DOWANOL™ PnB, DOWANOL представляет собой товарный знак компании The Dow Chemical Company), метиловый простой эфир дипропиленгликоля (такой как простой эфир гликоля DOWANOL DPM), н-пропиловый простой эфир дипропиленгликоля (такой как простой эфир гликоля DOWANOL DPnP), н-пропиловый простой эфир пропиленгликоля (такой как простой эфир гликоля DOWANOL PnP), н-бутиловый простой эфир дипропиленгликоля (такой как простой эфир гликоля DOWANOL DPnB), моногексиловый простой эфир этиленгликоля (например, растворитель гексилцеллозольв (CELLOSOLVE™ представляет собой товарный знак компании The Dow Chemical Company), моно-н-пропиловый простой эфир этиленгликоля (такой как растворитель пропилцеллозольв), моногексиловый простой эфир диэтиленгликоля, моно-н-пропиловый простой эфир этиленгликоля (такой как растворитель пропилцеллозольв), моногексиловый простой эфир диэтиленгликоля (такой как растворитель гексилкарбитол (CARBITOL™ представляет собой товарный знак компании The Dow Chemical Company), монобутиловый простой эфир диэтиленгликоля (такой как растворитель бутилкарбитол) и монобутиловый простой эфир триэтиленгликоля.
При использовании в настоящем документе термин «паровая композиция» означает пар (т. е. испарившуюся воду, в которой отсутствуют преднамеренно добавленные соединения, что также означает содержание практически чистого пара), а также пар, в котором присутствуют один или несколько преднамеренно добавленных соединений, таких как одно или несколько повышающих нефтеотдачу веществ. Если повышающее нефтеотдачу вещество используется в паровой композиции согласно настоящему изобретению, то количество повышающего нефтеотдачу вещества, содержание которого требуется в паровой композиции для достижения улучшения экстракции тяжелой нефти и/или битума по сравнению с использованием чистого пара может оказаться неожиданно низким. Паровая композиция может содержать небольшое количество, составляющее лишь 0,01 массового процента (мас.%) повышающего нефтеотдачу вещества, и все же демонстрировать улучшение экстракции битума по сравнению с использованием чистого пара в таком же процессе. Как правило, паровая композиция содержит 0,05 мас.% или более, более конкретно, 0,1 мас.% или более, более конкретно, 0,2 мас.% или более, и она может содержать 0,3 мас.% или более, 0,4 мас.% или более, или 0,5 мас.% или более повышающего нефтеотдачу вещества. В то же время, паровая композиция может содержать 25 мас.% или менее, предпочтительно содержит 10 мас.% или менее, предпочтительнее 7 мас.% или менее, предпочтительнее 5 мас.% или менее, и она может содержать 4 мас.% или менее повышающего нефтеотдачу вещества. Избыточное количество повышающего нефтеотдачу вещества вызывает увеличение стоимости процесса, и, таким образом, с точки зрения экономичности, оказывается желательным снижение концентрации повышающего нефтеотдачу вещества. Массовое процентное содержание повышающего нефтеотдачу вещества определяется по отношению к суммарной массе пара и повышающих нефтеотдачу веществ.
В своем наиболее широком смысле настоящее изобретение является независимым от способа изготовления паровой композиции. Например, водный раствор повышающего нефтеотдачу вещества может доводиться до кипения, образуя паровую композицию, повышающее нефтеотдачу вещество (в чистом виде или в форме водного раствора) может непрерывно вводиться в пар, или повышающее нефтеотдачу вещество может вводиться в пар в импульсном режиме, или может осуществляться любое сочетание этих вариантов.
После нагнетания паровой композиции в подземное месторождение, содержащее тяжелую нефть или битум, способ дополнительно включает извлечение нефтепродукта, например, битума, из подземного месторождения на поверхность земли. Паровая композиция служит для того, чтобы сделать битум текучим, что обеспечивает его перекачивание из подземного месторождения на поверхность земли. Способ согласно настоящему изобретению может осуществляться как циклическая паровая стимуляция (CSS), где битум выкачивается из той же скважины, в которую нагнетается паровая композиция, как паровой гравитационный дренаж (SAGD), где битум выкачивается из второй скважины, которая не представляет собой скважину, через которую паровая композиция нагнетается под землю, или как обоснованное сочетание процессов обоих типов (CSS и SAGD).
Способ согласно настоящему изобретению может применяться к существующим скважинам и/или к новым скважинам; см. фиг. 1. Осуществляется бурение скважин, включая существующие или новые, в богатой нефтью зоне тяжелого нефтяного или битумного пласта на выбранном месторождении 102. Бурение одной или нескольких скважин может осуществляться 104 в вертикальной, горизонтальной, многоствольной, наклонной или любой комбинированной конфигурации, или может осуществляться бурение скважин повышенной досягаемости. Паровые композиции нагнетаются 106 в нагнетательную скважину, и горячие текучие среды, включающие нефтепродукт и другие компоненты, в том числе, но не ограничиваясь этим, конденсат и газ, вытекают из эксплуатационной скважины 108. Нагнетательная скважина и эксплуатационная скважина могут представлять собой одну и ту же скважину или различные скважины.
Способ согласно настоящему изобретению включает многостадийное или многоступенчатое нагнетание различных паровых композиций. Сначала нагнетается первая паровая композиция 106, и добывается нефтепродукт 108, нагнетается вторая паровая композиция 110, и добывается нефтепродукт 112. После добычи нефтепродуктов следующей за вторым нагнетанием пара определяется скорость добычи нефтепродуктов, чтобы посмотреть, является ли экономичным продолжение добычи 114. Если ответ является положительным (стадия 114), то процесс может возобновляться на стадии 110, на которой третья паровая композиция нагнетается в нагнетательную скважину. Цикл нагнетания/добычи (114-110) может воспроизводиться до тех пор, пока добыча остается экономичной. В каждый следующий раз, когда повторяется цикл нагнетания/добычи, используется иная паровая композиция, например, третья, четвертая, пятая, шестая, седьмая, восьмая, девятая, десятая паровая композиция и т. д., и осуществляется третий, четвертый, пятый, шестой, седьмой, восьмой, девятый, десятый цикл и т. д. Когда добыча уменьшается и становится неэкономичной, добыча прекращается (отрицательный ответ на стадии принятия решения 114).
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения, для нагнетания и добычи используется одна и та же скважина. Согласно данному варианту осуществления, две или более различных паровых композиций последовательно нагнетаются в скважину, и нефтепродукт добывается из той же самой скважины в интервале между нагнетанием первой и второй паровой композиции и после нагнетания второй паровой композиции. Затем принимается решение о том, продолжается ли и сколько раз повторяется цикл нагнетания/добычи до тех пор, пока уровень добычи остается экономичным, и после этого добыча прекращается.
Согласно еще одному варианту осуществления настоящего изобретения, используются две или более скважин, причем одна или несколько первых скважин используются для нагнетания, и одна или несколько вторых скважин используются для добычи; см. фиг. 2. Согласно данному варианту осуществления, первая паровая композиция нагнетается в первую скважину или нагнетательную скважину, и после этого добыча нефтепродуктов осуществляется через вторую скважину или эксплуатационную скважину; затем вторая паровая композиция, которая отличается от первой паровой композиции, нагнетается в нагнетательную скважину, и после этого добыча нефтепродуктов осуществляется из эксплуатационной скважины. Затем принимается решение о том, продолжается ли и сколько раз повторяется цикл нагнетания/добычи до тех пор, пока уровень добычи остается экономичным, и после этого добыча прекращается.
Согласно варианту осуществления настоящего изобретения, который включает использование одной или нескольких скважин, осуществляется вертикальное бурение скважин (CSS).
Согласно еще одному варианту осуществления настоящего изобретения, который включает использование одной или нескольких нагнетательных скважин и одной или нескольких эксплуатационных скважин, осуществляется горизонтальное бурение одной или нескольких нагнетательных скважин (например, SAGD) до глубины, расположенной в пределах богатой нефтью зоны, и осуществляется горизонтальное бурение одной или нескольких эксплуатационных скважин, которые находятся на глубине, ниже, чем и предпочтительно по существу параллельно по отношению к одной или нескольким нагнетательным скважинам, расположенным в пределах богатой нефтью зоны.
Как известно, чистый пар или паровые композиции, содержащие различные повышающие нефтеотдачу вещества, могут демонстрировать различные уровни эффективности в обеспечении увеличения степени внутрипластовой добычи нефтепродуктов из подземных тяжелых нефтяных и битумных пластов.
Авторы настоящего изобретения неожиданно обнаружили, что различные паровые композиции, содержащие различные повышающие нефтеотдачу вещества или одинаковые повышающие нефтеотдачу вещества в различных концентрациях, демонстрируют различные уровни эффективности добычи нефтепродуктов в зависимости от степени нефтенасыщенности (например, от количества тяжелой нефти или битума, которые присутствуют в пласте). Кроме того, авторы обнаружили, что многостадийное нагнетание (например, нагнетание в различные моменты времени в течение эксплуатации скважины) различных паровых композиций может доводить до максимального уровня добычу нефтепродуктов из тяжелого нефтяного или битумного пласта за счет того, что требуется меньшее нагнетание паровой композиции и/или в целом достигается более высокая процентная степень извлечения нефтепродуктов до окончания эксплуатации скважины.
Может оказаться желательным, чтобы первое повышающее нефтеотдачу вещество в первой паровой композиции по своей летучести отличалось от второго повышающего нефтеотдачу вещества во второй паровой композиции.
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения, первое повышающее нефтеотдачу вещество имеет летучесть, которая составляет менее чем летучесть второго повышающего нефтеотдачу вещества.
Согласно еще одному варианту осуществления настоящего изобретения, летучесть первого повышающего нефтеотдачу вещества является такой же, как летучесть второго повышающего нефтеотдачу вещества.
Согласно еще одному варианту осуществления настоящего изобретения, летучесть первого повышающего нефтеотдачу вещества составляет менее чем летучесть второго повышающего нефтеотдачу вещества. Например, когда паровая камера созревает, например, увеличивается в размере в процессе нагнетания последующих паровых композиций, может оказаться желательным, чтобы повышающие нефтеотдачу вещества в последующих паровых композициях имели более высокую летучесть. Повышенная летучесть может обеспечивать повышенную подвижность повышающего нефтеотдачу вещества, которое проходит через и/или поперек паровой камеры для достижения уровня, где предполагается максимальная добыча битума в более зрелой камере.
В способе согласно настоящему изобретению, степень добычи нефти с течением времени может повышаться посредством разделения общей фазы нагнетания паровой композиции на две или более стадий, причем для всех стадий выбираются различные повышающее нефтеотдачу вещества или одно и то же повышающее нефтеотдачу вещество в различных концентрациях. Повышающее нефтеотдачу вещество или его концентрация в случае использования единственного повышающего нефтеотдачу вещества для нагнетания выбирается на основании его эксплуатационных характеристик в отношении повышения стока нефти в пористой среде в различных условиях нефтенасыщенности, которые предполагаются в пласте на данной стадии. Повышающее нефтеотдачу вещество может представлять собой индивидуальное химическое соединение или смесь двух или более химических соединений, которые предназначаются для повышения добычи битума посредством различных механизмов, таких как, например, поверхностное натяжение на границе раздела фаз битума и воды (IFT), смачивание поверхности песка и т. д.
Один конкретный вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой использование добавки, которая является более эффективной при высокой нефтенасыщенности в качестве вещество для пуска скважины (в том числе в течение закачивания с поверхности в скважину или непосредственно после того, как завершается рециркуляция пара), и переключение на другую добавку, которая является более эффективной при менее высокой нефтенасыщенности, после того, как образуется паровая камера.
Следующий вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой использование паровая композиция включающий одно или несколько повышающих нефтеотдачу веществ в пласт, который уже обрабатывался в течение некоторого времени способом SAGD, и в таком случае паровые композиции, которые являются наиболее эффективными для нефтенасыщенности от среднего для низкого уровня, могут нагнетаться последовательно в течение двух или более стадий.
Следующий вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой нагнетание паровой композиции, которая содержит в меньшей концентрации повышающее нефтеотдачу вещество и нагнетается при более высокой нефтенасыщенности, и последующее нагнетание такого же повышающего нефтеотдачу вещества при более высокой концентрации, когда нефтенасыщенность пласта уменьшается с течением времени.
Поток через пористые среды регулируется преимущественно конкурирующими воздействиями гравитационных и капиллярных сил. В то время как гравитационная сила является благоприятной для течения нефти и, следовательно, ее добычи, капиллярная сила, как правило, задерживает течение нефти. Не придерживаясь определенной теории, авторы настоящего изобретения полагают, что при повышенной нефтенасыщенности гравитационная сила преобладает, что упрощает течение нефти через пористый пласт. При добавлении повышающего нефтеотдачу вещества может увеличиваться капиллярная сила посредством изменения механизмов взаимодействия в системе битум-вода-песок (например, может уменьшаться межфазное поверхностное натяжение), и в результате этого может повышаться добыча нефтепродуктов по сравнению с тем случаем, когда повышающее нефтеотдачу вещество не используется. С течением времени нефтенасыщенность уменьшается, и увеличивается доля неизвлеченной нефти, которая остается в пласте и (a) образует изолированные участки тонкой нефтяной пленки на поверхности песка (b) захватывается в поры, имеющие малые размеры. Извлечение нефти из пленок может осуществляться посредством вскрытия и образования мелких нефтяных капель, которые, в конечном счете, увлекаются направленным вниз потоком конденсированной воды и извлекаются. Как известно, размер капель непосредственно связан с межфазным поверхностным натяжением, и это означает, что для образования капель меньшего размера требуется большее снижение межфазного поверхностного натяжения. Это приводит к необходимости большего снижения межфазного поверхностного натяжения для извлечения нефти из нефтяных пленок меньшей толщины при пониженной нефтенасыщенности. Это снижение межфазного поверхностного натяжения становится возможным посредством увеличения концентрации добавки или посредством использования другой добавки.
Чтобы способствовать извлечению нефтепродуктов из пленок при низкой нефтенасыщенности, повышающее нефтеотдачу вещество, которое благоприятно уменьшает взаимодействие нефти песка (т. е. регулирует способность смачивания), может также использоваться в сочетании с добавкой, которая снижает межфазное поверхностное натяжение. Аналогичным образом, нефть, которая захватывается в мелких порах, при низкой нефтенасыщенности может извлекаться посредством снижения межфазного поверхностного натяжения и/или посредством изменения способности смачивания поверхности песка. Снижение межфазного поверхностного натяжения и/или соответствующее изменение способности смачивания поверхности песка обеспечивают улучшенное проникновение воды в имеющие мелкие отверстия поры и выталкивание из них любой захваченной нефти. Таким образом, следует предполагать, что с течением времени уровень добычи нефти должен улучшаться посредством разделения всей фазы введения добавки на две или более стадий, причем для всех стадий выбираются различные добавки или различные концентрации одной и той же добавки.
Примеры
Нефтеносные пески, используемые в примерах 1-6, представляют собой высокосортный добываемый нефтеносный песок из банка образцов компании Alberta Innovates Technology Futures. Количество битума, который присутствует в нефтеносных песках (начальный геологический запасы нефти или OOIP) составляет 12,5 процентов по отношению к суммарной массе нефтеносных песков. Пористость и, следовательно, нефтенасыщенность песчаной пробки зависит от уровня сжатия. При одинаковых значениях OOIP в расчете на массу более уплотненный будет иметь более высокую нефтенасыщенность в результате того, что объем мелких пор занимает более высокая доля нефти.
В примерах использовалась установка, аналогичная установке, которая проиллюстрирована на фиг. 3, чтобы моделировать экстракцию битума из нефтеносных песков под действием пара. Резервуар 1 для раствора содержит водный раствор, который перекачивается через трубопровод 2 посредством насоса 3 в регулирующий температуру парогенератор 4, и производится паровая композиция, имеющая желательные уровни давления (измеряется манометром 6) и температуры (измеряется термопарой 8), которая затем направляется через трубопровод 5 в кернодержатель 10. Трубопровод 5 включает вентиляционное отверстие 7 и предохранительный диск 9. Скорость потока воды или раствора добавки поддерживается на постоянном уровне 4,5 мл/мин.
Кернодержатель 10 имеет крышку 12, в которой имеется сквозное входное отверстие 14, и противоположное дно 16,в котором имеется сквозное выходное отверстие 18. Внутри контейнера 10 располагаются в следующем порядке: сито 20 над дном 16, которое закрывает выходное отверстие 18; 100 г нефтеносного песка 30 над ситом 20; сито 22, покрывающее нефтеносный песок 30; слой стеклянных шариков 40, покрывающих сито 22; сито 24, покрывающее стеклянные шарики 40; и пружина 50, которая находится в состоянии сжатия между крышкой 12 и ситом 24, таким образом, что содержимое контейнера 10 удерживается на месте.
Нагреватель 60 располагается вокруг контейнера 10, и, таким образом, нефтеносный песок 30 нагревается до температуры насыщенного пара в течение эксперимента.
Чтобы моделировать пласт нефтеносного песка на различных стадиях добычи, слой нефтеносного песка 30 уплотняется внутри кернодержателя 10 до различных уровней высоты. Это уплотнение осуществляется с использованием компрессионного устройства INSTRON™, у которого имеются силовая рама и динамометрический датчик, не представленные на фиг. 3. Усилие прилагается к слою нефтеносного песка 30 с постоянной скоростью до тех пор, пока не будет достигнуто желательное усилие, которое затем выдерживается в течение 30 минут. В примерах 1-6 моделируются три различные степени насыщения: (1) уплотнение вручную, которое обеспечивает высоту слоя на уровне 4,8 см, которой соответствует нефтенасыщенность, составляющая 39 процентов по отношению к суммарной массе нефтеносного песка, (2) использование динамометрического датчика на уровне 1 кН (235 фунт-сила), которое обеспечивает высоту слоя 4,55 см, соответствующую нефтенасыщенности, составляющей 45 процентов по отношению к суммарной массе нефтеносного песка, и (3) использование динамометрического датчика при более высокой нагрузке, обеспечивающей высоту слоя 4,2 см, которой соответствует нефтенасыщенность, составляющая 53 процента по отношению к суммарной массе нефтеносного песка.
Чтобы моделировать добычу нефти, паровая композиция нагнетается во входное отверстие 14, и давление нагнетания сохраняется на уровне 0,8 мегапаскаля (МПа) в течение одного часа, а затем давление повышается до уровня, составляющего 1,6 МПа, и сохраняется в течение следующего часа. Нагреватель 60 устанавливается на температуру насыщения в течение каждой стадии. Собирается поток, выходящий из контейнера 10 через выходное отверстие 18.
Паровая композиция нагнетается в отверстие 14 при скорости 4,5 мл/мин (эквивалентный объем жидкой воды). В данных примерах в водном растворе, который используется для производства пара, не содержится повышающее нефтеотдачу вещество (например, используется чистая вода), или вода содержит 4000 частей на миллион простого моногексилового эфира диэтиленгликоля в качестве повышающего нефтеотдачу вещества. Составы паровых композиций для примеров 1-6 представлены в таблице 1.
Процентная степень извлечения битума определяется в двух точках данного процесса. Начальная массовая процентная степень извлечения определяется на основании количества нефти в выходящем потоке, который собирается в течение первых 20 минут процесса. Конечная массовая процентная степень извлечения определяется на основании количества нефти в выходящем потоке, который собирается в течение всего двухчасового процесса. Количество битума, извлекаемого в течение каждого интервала, определяется посредством экстракции выходящего потока толуолом. Процесс экстракции толуолом включает смешивание толуола с выходящим потоком, отделение слоя толуола, испарение толуола для получения экстрагированного битума и заключительное взвешивание экстрагированного битума. Процентная степень извлечения битума определяется для двух точек процесса путем деления суммарной массы экстрагированного битума на массу битума в материале исходного нефтеносного песка. Масса битума в исходном нефтеносном песке определяется посредством осуществления экстракции толуолом образца исходного нефтеносного песка, имеющего известную массу. На основании известной массы образца нефтеносного песка и массы битума, экстрагированного толуолом, легко вычисляется массовое процентное извлечение битума из нефтеносного песка посредством деления массы экстрагированного битума на известную массу нефтеносного песка и умножения результата на 100. Это значение может использоваться для определения количества битума, содержащегося в нефтеносном песке, который использовался в экспериментах, посредством предварительного измерения массы нефтеносного песка перед нагнетанием паровой композиции.
Таблица 1 представляет результаты для примеров 1-6.
Таблица 1
Пример
1
2
3
4
5
6
Паровая композиция
Простой моногексиловый эфир диэтиленгликоля, частей на миллион
0
4000
0
4000
0
4000
Нефтеотдача, %
при 39 мас.%
25
33
при 45 мас.%
35
47
при 53 мас.%
46
39
Неизменная тенденция нефтедобычи с использованием паровой композиции без повышающего нефтеотдачу вещества (примеры 1, 3 и 5) согласуется с тем, что можно было бы ожидать на основании кривых относительной проницаемости нефти и воды. В тенденции нефтедобычи в примерах 2, 4 и 6, в которых используется повышающее нефтеотдачу вещество, максимум не ожидается, и это показывает, что существует диапазон оптимальных эксплуатационных характеристик для добавки в зависимости от уровня насыщения пласта нефтью.