СПОСОБ ДОБЫЧИ И ОТДЕЛЕНИЯ НЕФТИ
METHOD OF PRODUCTION AND SEPARATION OF OIL

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу добычи углеводородов из пласта, содержащего углеводороды. В частности, настоящее изобретение относится к способу добычи углеводородов и воды из пласта, содержащего углеводороды, и отделению углеводородов от воды.
Уровень техники
Только часть нефти, присутствующей в нефтеносном пласте, может быть извлечена в результате естественного давления в пласте. Нефть, извлеченная в ходе "первичной" добычи, составляет от 5 до 35% от содержания нефти в пласте. Были разработаны способы повышения нефтеотдачи с целью увеличения количества нефти, которое можно извлечь из нефтеносного пласта сверх того, что извлекается при первичной добыче.
Заводнение, при котором воду закачивают через нагнетательную скважину в нефтеносный пласт, для того, чтобы сделать нефть подвижной и вытеснить ее через пласт с целью добычи из добывающей скважины, является широко используемым методом повышения нефтеотдачи для увеличения количества нефти, которое извлекается из пласта сверх первичной добычи. Недавно было предложено использование заводнения водой, имеющей низкую степень минерализации с целью увеличения количества нефти, извлеченной из пласта, относительно количества нефти, извлеченной при заводнении водой с традиционной, более высокой степенью минерализации. Вода с низкой степенью минерализации может быть использована вместо воды с более высокой степенью минерализации, которая традиционно используется при заводнении в ходе вторичного извлечения, или вода с низкой степенью минерализации может быть использована в процессе третичного извлечения после традиционного заводнения водой с более высокой степенью минерализации для постепенного увеличения извлечения нефти по сравнению с добычей при начальном заводнении.
Вода с низкой степенью минерализации, используемая при заводнении водой с низкой степенью минерализации, имеет меньшую ионную силу, чем погребенная вода, присутствующая в пласте; типичное значение ионной силы равно 0,15 моль/л (М) или меньше, и общее содержание растворенных твердых веществ ("TDS") составляет от 200 частей на миллион ("ч/млн") до 10000 ч/млн, причем содержание поливалентных катионов меньше, чем содержание поливалентных катионов в погребенной воде. Закачивание воды с низкой степенью минерализации в пласт может снижать ионное связывание нефти с пластом внутри пор в пласте за счет расширения двойного слоя, что приводит к снижению адсорбционной способности породы в отношении углеводородов. Это повышает подвижность нефти в пласте за счет того, что смачивание поверхности пор в пласте водой увеличивается, а смачивание поверхности нефтью уменьшается, что обеспечивает возможность удаления подвижной нефти из пор, в которых она оставалась, причем нефть может перемещаться к добывающей скважине для ее добычи из пласта.
В способе повышения нефтеотдачи с использованием заводнения, нефть и воду, а также обычно газ, совместно добывают из пласта. Нефть, воду и газ разделяют в сепараторе, чтобы извлечь нефть из добытой воды и газа. Свободная вода отделяется и удаляется из нефти путем фазового разделения. Однако по меньшей мере часть нефти и часть воды могут быть интенсивно перемешанными с образованием эмульсии. Указанную эмульсию можно обрабатывать в коагуляторе, что помогает разрушить эмульсию за счет того, что частицы воды в эмульсии (эмульсия вода-в-нефти) или нефти в эмульсии (эмульсия нефть-в-воде) подвергаются коалесценции и фазовому разделению. Затем разделенные фазы могут извлекаться раздельно.
Желательно разработать усовершенствованные способы разделения нефти и воды, добытых из нефтеносного пласта с помощью заводнения водой с низкой степенью минерализации в процессе повышения нефтеотдачи.
Раскрытие изобретения
В одном аспекте, настоящее изобретение относится к способу добычи нефти из нефтеносного пласта, в котором:
вводят водную текучую среду, имеющую ионную силу не более 0,15 моль/л (М) и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн, внутрь нефтеносного пласта;
добывают нефть и воду из пласта после введения указанной водной текучей среды внутрь пласта;
смешивают соляной раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ по меньшей мере 10000 ч/млн, и деэмульгатор с нефтью и водой, добытыми из пласта; и
отделяют нефть от смеси нефти, воды, соляного раствора и деэмульгатора.
В другом аспекте, настоящее изобретение относится к способу разделения нефти и воды, добытых из нефтеносного пласта, в который была введена водная текучая среда, имеющая концентрацию ионов не более 0,15 М и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн, в котором:
смешивают соляной раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн, и деэмульгатор с по меньшей мере частью нефти и воды, добытых из пласта; и
отделяют нефть от смеси нефти, воды, деэмульгатора и соляного раствора.
В дополнительном аспекте, настоящее изобретение относится к способу добычи нефти, в котором:
вводят водную текучую среду, имеющую ионную силу не более 0,15 моль/л и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн, внутрь нефтеносного пласта;
добывают нефть и воду из пласта через добывающую скважину, после введения водной текучей среды внутрь пласта;
вводят деэмульгатор в нефть и воду, добытые из пласта, на или в добывающей скважине с образованием смеси добытой нефти, добытой воды, и деэмульгатора;
смешивают соляной раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн с по меньшей мере частью смеси добытой нефти, добытой воды, и деэмульгатора; и
отделяют нефть от смеси нефти, воды, деэмульгатора и соляного раствора.
Краткое описание чертежей
Фигура 1 представляет собой схему ионного фильтра, который может быть использован в способе настоящего изобретения.
Фигура 2 представляет собой схему ионного фильтра, который может быть использован в способе настоящего изобретения.
Фигура 3 представляет собой схему ионного фильтра, который может быть использован в способе настоящего изобретения.
Фигура 4 представляет собой схему системы для добычи и отделения нефти, которая может быть использована в способе настоящего изобретения.
Фигура 5 представляет собой схему устройства разделения нефти и воды, которое может быть использовано в способе настоящего изобретения.
Фигура 6 представляет собой схему устройства разделения нефти и воды, которое может быть использовано в способе настоящего изобретения.
Фигура 7 представляет собой схему устройства разделения нефти и воды, которое может быть использовано в способе настоящего изобретения.
Фигура 8 представляет собой схему устройства разделения нефти и воды, которое может быть использовано в способе настоящего изобретения.
Фигура 9 представляет собой схему системы для добычи и выделения нефти, которая может быть использована в способе настоящего изобретения.
Фигура 10 представляет собой схему размещения скважин для добычи нефти, которая может быть использована в способе настоящего изобретения.
Фигура 11 представляет собой схему размещения скважин для добычи нефти, которая может быть использована в способе настоящего изобретения.
Фигура 12 представляет собой график временной зависимости разделения нефти и воды.
Осуществление изобретения
Было обнаружено, что при использовании процесса повышения нефтеотдачи путем заводнения водой с низкой степенью минерализации, возникает проблема при отделении добытой нефти от воды, которая добывается вместе с нефтью. В частности, было обнаружено, что при использовании заводнения водой с низкой степенью минерализации в процессе повышения нефтеотдачи по меньшей мере часть нефти и воды, добытых из нефтеносного пласта, образуют стойкую эмульсию. Стойкую эмульсию гораздо труднее разрушить и разделить, чем эмульсии нефти/воды, которые образуются с использованием традиционных методов заводнения водой с более высокой степенью минерализации.
Настоящее изобретение относится к выявлению указанной проблемы и выполнению действий для уменьшения или исключения образования стойкой эмульсии нефти/воды. В одном аспекте настоящее изобретение относится к способу, в котором солевой раствор и деэмульгатор смешивают со стойкой эмульсией нефти и воды, чтобы повысить степень минерализации смеси нефти и воды, с целью ослабления эмульсии нефти/воды, так, что можно легче разделить нефть и воду. Затем нефть и воду разделяют и извлекают. Стойкая эмульсия нефти воды может быть добыта из нефтеносного пласта, в котором используется заводнение водой с низкой степенью минерализации в процессе повышения нефтеотдачи.
В другом аспекте, настоящее изобретение относится к способу, в котором водную текучую среду с низкой степенью минерализации вводят внутрь нефтеносного пласта, при этом указанная водная текучая среда с низкой степенью минерализации имеет ионную силу не более 0,15 М и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн. Нефть и воду добывают из пласта после введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта. Солевой раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ по меньшей мере 10000 ч/млн, смешивают с по меньшей мере частью нефти и воды, добытых из пласта, для того, чтобы улучшить разделение воды и нефти, и затем нефть отделяют от смеси нефти, воды и соляного раствора.
В другом аспекте, настоящее изобретение относится к способу, в котором водную текучую среду с низкой степенью минерализации вводят внутрь нефтеносного пласта, при этом указанная водная текучая среда с низкой степенью минерализации имеет ионную силу не более 0,15 М и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн; нефть и воду добывают из пласта с помощью добывающей скважины после введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта; и деэмульгатор вводят в нефть и воду, добытые из пласта, на или в добывающей скважине с образованием смеси добытой нефти, добытой воды и деэмульгатора. Солевой раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн, смешивают с по меньшей мере частью смеси добытой нефти, добытой воды и деэмульгатора, чтобы улучшить разделение воды и нефти, и нефть отделяют от смеси добытой нефти, добытой воды, деэмульгатора и соляного раствора.
Водная текучая среда с низкой степенью минерализации, предусмотренная для введения внутрь нефтеносного пласта, имеет содержание TDS от 200 до 10000 ч/млн и имеет ионную силу не более 0,15 М. Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может иметь содержание TDS от 500 до 7000 ч/млн, или от 1000 до 5000 ч/млн, или от 1500 до 4500 ч/млн. Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может иметь ионную силу не более 0,1 М или не более 0,05 М, или не более 0,01 М, и может иметь ионную силу от 0,01 до 0,15 М, или от 0,02 М до 0,125, или от 0,03 до 0,1 М. Термин ионная сила, используемый в изобретении, определяется уравнением
где I означает ионную силу, с - это молярная концентрация иона i, z означает валентность иона i и n - это число ионов в исследуемом растворе.
Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может иметь ионную силу, которая меньше ионной силы погребенной воды, находящейся в нефтеносном пласте, и/или концентрацию поливалентных катионов, которая меньше концентрации поливалентных катионов погребенной воды, находящейся в нефтеносном пласте, и/или концентрацию двухвалентных катионов, которая меньше концентрации двухвалентных катионов погребенной воды, находящейся в нефтеносном пласте. Отношение ионной силы водной текучей среды с низкой степенью минерализации к ионной силе погребенной воды может быть меньше, чем 1, или может быть меньше, чем 0,9, или может быть меньше, чем 0,5, или может быть меньше, чем 0,1, или может составлять от 0,01 вплоть до (но исключая) 1, или от 0,05 до 0,9, или от 0,1 до 0,8. Отношение содержания поливалентных катионов водной текучей среды с низкой степенью минерализации к содержанию поливалентных катионов в погребенной воде может быть меньше, чем 1, или может быть меньше, чем 0,9, или может быть меньше, чем 0,5, или может быть меньше, чем 0,1, или может составлять от 0,01 вплоть до (но исключая) 1, или от 0,05 до 0,9, или от 0,1 до 0,8. Отношение содержания двухвалентных ионов водной текучей среды с низкой степенью минерализации к содержанию двухвалентных ионов в погребенной воде может быть меньше, чем 1, или меньше, чем 0,9, или меньше, чем 0,5, или меньше, чем 0,1, или от 0,01 вплоть до (но исключая) 1, или от 0,05 до 0,9, или от 0,1 до 0,8.
Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может иметь относительно низкое содержание поливалентных катионов и/или относительно низкое содержание двухвалентных катионов. Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может иметь концентрацию поливалентных катионов не более 200 ч/млн, или не более 100 ч/млн, или не более 75 ч/млн, или не более 50 ч/млн, или не более 25 ч/млн, или от 1 до 200 ч/млн, или от 2 до 100 ч/млн, или от 3 до 75 ч/млн, или от 4 до 50 ч/млн, или от 5 до 25 ч/млн. Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может иметь концентрацию двухвалентных катионов не более 150 ч/млн, или не более 100 ч/млн, или не более 75 ч/млн, или не более 50 ч/млн, или не более 25 ч/млн, или от 1 до 100 ч/млн, или от 2 до 75 ч/млн, или от 3 до 50 ч/млн, или от 4 до 25 ч/млн, или от 5 до 20 ч/млн.
2
Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может быть получена из природного источника. Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может быть получена из природного источника, такого как водоносный горизонт, озеро, вода, добытая из нефтеносного пласта, или река, содержащего воду, содержащую суммарно от 200 до 10000 ч/млн растворенных твердых веществ. Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может быть получена путем обработки воды из природного источника, такого как водоносный горизонт, озеро, вода, добытая из нефтеносного пласта, или река, причем вода из природного источника имеет содержание TDS от 0 до 200 ч/млн, при этом содержание TDS в воде можно отрегулировать до значения от 200 до 10000 ч/млн путем добавления в воду одной или нескольких солей, например, NaCl и/или CaCl.
В качестве альтернативы, водная текучая среда с низкой степенью минерализации (или по меньшей мере ее часть) может быть получена путем обработки минерализованной исходной воды с целью получения водной текучей среды с низкой степенью минерализации. Подлежащая обработке минерализованная исходная вода может иметь содержание TDS больше, чем 10000 ч/млн, если водная текучая среда с низкой степенью минерализации, полученная путем обработки минерализованной исходной воды должна иметь содержание TDS от 200 до 10000 ч/млн; или минерализованная исходная вода может иметь содержание TDS больше, чем 5000 ч/млн, если водная текучая среда с низкой степенью минерализации, полученная путем обработки минерализованной исходной воды должна иметь содержание TDS от 200 до 5000 ч/млн. Подлежащая обработке минерализованная исходная вода может иметь содержание TDS по меньшей мере 5000 ч/млн, или по меньшей мере 10000 ч/млн, или по меньшей мере 15000 ч/млн, или по меньшей мере 17500 ч/млн, или по меньшей мере 20000 ч/млн, или по меньшей мере 25000 ч/млн, или по меньшей мере 30000 ч/млн, или по меньшей мере 40000 ч/млн, или по меньшей мере 50000 ч/млн, или от 10000 до 250000 ч/млн, или от 15000 до 200000 ч/млн, или от 17500 до 150000 ч/млн, или от 20000 до 100000 ч/млн, или от 25000 до 50000 ч/млн. Подлежащая обработке минерализованная исходная вода может быть выбрана из группы, состоящей из воды водоносного горизонта, морской воды, слабоминерализованной воды, воды, добытой из нефтеносного пласта, воды из смеси нефти, воды и соляного раствора, образовавшейся при отделении добытой нефти от добытой воды, после отделения нефти от смеси, как описано ниже, и их смеси.
Обратимся теперь к фигуре 1: минерализованная исходная вода, имеющая содержание TDS больше, чем 10000 ч/млн, или имеющая содержание TDS больше, чем 5000 ч/млн, как описано выше, может быть обработана для того, чтобы получить по меньшей мере часть водной текучей среды с низкой степенью минерализации для введения внутрь нефтеносного пласта путем контактирования минерализованной исходной воды 111 с ионным фильтром 113. Часть исходной воды 111 может проходить через ионный фильтр 113 с образованием обработанной воды 115 (пермеата), имеющей пониженную степень минерализации по сравнению с исходной водой 111, причем обработанная вода может иметь содержание TDS меньше, чем 10000 ч/млн, и более предпочтительно от 200 до 10000 ч/млн, и наиболее предпочтительно от 200 до 5000 ч/млн. По меньшей мере часть обработанной воды 115 может быть использована в качестве по меньшей мере части водной текучей среды с низкой степенью минерализации, которую вводят внутрь нефтеносного пласта.
Часть исходной воды может не проходить через ионный фильтр 113 с образованием ретентата 117, имеющего повышенную степень минерализации относительно исходной воды. Ретентат может иметь содержание TDS по меньшей мере 15000 ч/млн, или от 15000 до 250000 ч/млн. По меньшей мере часть ретентата 117 может быть использована в качестве по меньшей мере части соляного раствора, используемого для разделения добытой нефти и воды, как более подробно изложено ниже.
Если пермеат имеет содержание TDS меньше, чем 200 ч/млн, то пермеат можно обрабатывать, чтобы установить содержание TDS в диапазоне от 200 до 5000 ч/млн. Часть ретентата 117 можно добавлять к пермеату, чтобы установить содержание TDS в диапазоне от 200 до 5000 ч/млн.
rd
Ионный фильтр 113 может быть системой на основе мембраны с использованием мембранных блоков ионного разделения, выбранных из группы, состоящей из нанофильтрационных мембранных блоков, мембранных блоков обратного осмоса, и их комбинаций. Нанофильтрационный мембранный блок может содержать одну или несколько нанофильтрационных мембран, эффективных для преимущественного или селективного удаления поливалентных ионов, в том числе двухвалентных ионов, из исходной воды, так что обработанная вода может содержать меньше, чем 80%, или меньше 90%, или меньше 95% поливалентных ионов, по отношению к исходной воде, поступающей в нанофильтрационные мембраны (мембрану), причем ретентат может содержать соответственно повышенное количество поливалентных ионов относительно исходной воды. Одна или несколько нанофильтрационных мембран в нанофильтрационном мембранном блоке также может умеренно снижать содержание одновалентных ионов в исходной воде, поступающей в нанофильтрационные мембраны (мембрану), при этом обработанная вода может содержать меньше, чем 20%, или меньше, чем 30%, или меньше, чем 50%, или меньше, чем 70% одновалентных ионов, по отношению к исходной воде, поступающей в нанофильтрационные мембраны (мембрану), причем ретентат может содержать соответственно повышенное количество одновалентных ионов относительно исходной воды. Нанофильтрационные мембраны могут быть сформированы из заряженных полимерных материалов (например, имеющих функциональные группы карбоновой кислоты, сульфоновой кислоты, амина, или амида) включая полиамидные, ацетилцеллюлозные, пиперазиновые, или замещенные пиперазиновые мембраны, в которых тонкий слой мембраны, различающий ионы, нанесен на толстый слой пористого материала, который является промежуточным слоем между различающим слоем и материалом подложки. Подходящие коммерчески доступные нанофильтрационные мембраны в форме листа или в форме скрученной спирали, которые могут быть использованы в нанофильтрационных мембранных блоках ионного фильтра 13, включают (без ограничения указанным) SEASOFT 8040DK, 8040DL и SEASAL DS-5, которые доступны на фирме GE Osmonics, Inc., 5951 Clearwater Drive, Minnetonka, MN 55343, США; серии NF200, и NF-55, NF-70, и NF-90, которые доступны на фирме Dow FilmTec Corp., 5239 W. 73 St., Minneapolis, MN, 55345, США; DS-5 и DS-51, доступные на фирме Desalination Systems, Inc., 760 Shadowridge Dr., Vista, CA, 92083, США; ESNA-400, доступные на фирме Hydranautics, 401 Jones Road, Oceanside, CA 92508, США; и TFCS, доступные на фирме Fluid Systems, Inc., 16619 Aldine Westfield Road, Houston, TX 77032, США.
Мембранный блок обратного осмоса, который может быть использован в ионном фильтре 113, может содержать одну или несколько мембран обратного осмоса, которые эффективны для удаления по существу всех ионов, включая одновалентные ионы, из исходной воды, поэтому обработанная вода может содержать меньше, чем 85%, или меньше, чем 90%, или меньше, чем 95%, или меньше, чем 98% ионов, по отношению к исходной воде, поступающей на мембрану (мембраны) обратного осмоса, причем ретентат может содержать соответственно повышенное количество ионов по сравнению с исходной водой. Мембраны обратного осмоса могут представлять собой модули в виде скрученной спирали или полых волокон, и могут быть асимметричными мембранами, полученными из единственного полимерного материала, такими как асимметричные ацетилцеллюлозные мембраны, или тонкопленочными композиционными мембранами, полученными из первого и второго полимерного материала, такого как поперечно сшитые ароматические полиамиды в комбинации с полисульфоном. Подходящие коммерчески доступные мембраны обратного осмоса, которые могут быть использованы в мембранных блоках обратного осмоса в ионном фильтре 113, включают (без ограничения указанным) AG8040F и AG8040-400, доступные на фирме GE Osmonics; серии SW30 и LF, доступные на фирме Dow FilmTec Corp.; DESAL-11, доступные на фирме Desalination Systems, Inc.; ESPА, доступные на фирме Hydranautics; ULP, доступные на фирме Fluid Systems, Inc.; и ACM, доступные на фирме TriSep Corp., 93 S. La Patera Lane, Goleta, CA 93117, США.
Обычно, когда минерализованная исходная вода 111 фильтруется, чтобы снизить содержание TDS в исходной воде и получить обработанную воду 115, необходимо приложить давление через ионный фильтр 113, чтобы преодолеть осмотическое давление через мембрану. Приложенное через ионный фильтр 113 давление может составлять по меньшей мере 2,0 МПа, или по меньшей мере 3,0 МПа, или по меньшей мере 4,0 МПа, и может составлять не более 10,0 МПа, или не более 9,0 МПа, или не более 8,0 МПа, и может находиться в диапазоне от 2,0 до 10,0 МПа, или от 3,0 до 9,0 МПа. Давление, приложенное через нанофильтрационную мембрану в ионном фильтре 113, может быть в нижней части диапазона давления относительно давления, приложенного через мембраны обратного осмоса. Давление, приложенное через нанофильтрационный мембранный блок ионного фильтра 113, может находиться в диапазоне от 2,0 до 6,0 МПа, а давление, приложенное через мембранный блок обратного осмоса ионного фильтра 113, может находиться в диапазоне от 4,0 до 10,0 МПа. Если ионный фильтр 113 образован из мембранных блоков (нанофильтрации, обратного осмоса, или обоих типов) сгруппированных последовательно, то давление, приложенное через каждую мембрану мембранных блоков, может быть меньше, чем для предыдущих мембранных блоков по меньшей мере на 0,5 МПа, поскольку требуется меньшее давление на преодоление осмотического давления пермеата предыдущих мембранных блоков.
Обратимся теперь к фигуре 2, где ионный фильтр 113 может быть образован первым ионным мембранным блоком 119 и одним или несколькими вторыми ионными мембранными блоками 121, сгруппированными последовательно, причем каждый ионный мембранный блок может быть нанофильтрационным мембранным блоком или мембранным блоком обратного осмоса. Минерализованная исходная вода 111, имеющая содержание TDS больше, чем 10000 ч/млн или больше, чем 5000 ч/млн, как описано выше, может контактировать с первым ионным мембранным блоком 119, чтобы пропустить по меньшей мере часть минерализованной исходной воды через первый ионный мембранный блок с получением пермеата 123, имеющего пониженное содержание TDS относительно минерализованной исходной воды, при этом пермеат может иметь содержание TDS по меньшей мере 1000 ч/млн, или по меньшей мере 2500 ч/млн, или по меньшей мере 5000 ч/млн, или по меньшей мере 7000 ч/млн, или по меньшей мере 10000 ч/млн. Часть минерализованной исходной воды может не проходить через первый ионный мембранный блок 119, образуя первичный ретентат 125, который имеет повышенную степень минерализации относительно исходной воды. Пермеат 123 может последовательно контактировать с "каждым из вторых ионных мембранных блоков 121, чтобы пропустить по меньшей мере часть пермеата через каждый из вторых ионных мембранных блоков с образованием потока обработанной воды 115, имеющей пониженную степень минерализации относительно пермеата и минерализованной исходной воды, причем обработанная вода может иметь содержание TDS меньше, чем 10000 ч/млн, и предпочтительно от 200 до 5000 ч/млн. По меньшей мере часть обработанной воды 115 может быть использована в качестве по меньшей мере части водной текучей среды с низкой степенью минерализации, которую вводят внутрь нефтеносного пласта.
Часть пермеата 123 может не проходить через каждый из одного или нескольких вторых ионных мембранных блоков 121 с образованием одного или нескольких вторичных ретентатов 127. Первичный ретентат 125, один или несколько вторичных ретентатов 127, или комбинация первичного ретентата 125 и одного или нескольких вторичных ретентатов 127 могут быть использованы в качестве ретентата 117 из ионного фильтра 113, при этом ретентат 117 имеет повышенную степень минерализации относительно исходной воды 111 и может иметь содержание TDS по меньшей мере 15000 ч/млн, или от 15000 до 250000 ч/млн. По меньшей мере часть ретентата 117 может быть использована в качестве по меньшей мере части соляного раствора, используемого для разделения добытой нефти и воды, как более подробно изложено ниже.
Если пермеат имеет содержание TDS меньше, чем 200 ч/млн, то пермеат можно обрабатывать, чтобы установить содержание TDS в диапазоне от 200 до 5000 ч/млн. Часть первичного ретентата или одного или нескольких вторичных ретентатов можно добавлять в пермеат, чтобы установить содержание TDS в диапазоне от 200 до 5000 ч/млн.
Обратимся теперь к фигуре 3, где ионный фильтр 113 может быть образован первым ионным мембранным блоком 129 и вторым ионным мембранным блоком 131, расположенными параллельно, причем первый ионный мембранный блок может содержать одну или несколько нанофильтрационных мембран или одну или несколько мембран обратного осмоса, или их комбинацию, и второй ионный мембранный блок может содержать одну или несколько нанофильтрационных мембран, одну или несколько мембран обратного осмоса, или их комбинацию. Часть 133 минерализованной исходной воды 111, как описано выше, может контактировать с первым ионным мембранным блоком 129, и часть указанной части 133 минерализованной исходной воды может проходить через первый ионный мембранный блок 129 с образованием первого пермеата 135, имеющего пониженное содержание TDS относительно минерализованной исходной воды 111. Первый пермеат 135 может иметь содержание TDS меньше, чем 10000 ч/млн, или меньше, чем 7000 ч/млн, или меньше, чем 5000 ч/млн, или от 1000 до 5000 ч/млн. Часть указанной части 133 минерализованной исходной воды может не проходить через первый ионный мембранный блок 129 с образованием первого ретентата 137, имеющего содержание TDS больше, чем в минерализованной исходной воде 111. Первый ретентат 137 может иметь содержание TDS по меньшей мере 15000 ч/млн, или по меньшей мере 20000 ч/млн, или по меньшей мере 25000 ч/млн, или по меньшей мере 30000 ч/млн, или по меньшей мере 40000 ч/млн, или по меньшей мере 50000 ч/млн. Отдельная часть 139 минерализованной исходной воды 111 может контактировать со вторым ионным мембранным блоком 131, причем часть указанной части 139 минерализованной исходной воды может проходить через второй ионный мембранный блок 131 с образованием второго пермеата 141, имеющего пониженное содержание TDS относительно минерализованной исходной воды 111. Второй пермеат может иметь содержание TDS меньше, чем 10000 ч/млн, или меньше, чем 7000 ч/млн, или меньше, чем 5000 ч/млн, или от 200 до 5000 ч/млн. Часть указанной части 139 минерализованной исходной воды может не проходить через второй ионный мембранный блок 131 с образованием второго ретентата 143, имеющего содержание TDS по меньшей мере 15000 ч/млн, или по меньшей мере 20000 ч/млн, или по меньшей мере 25000 ч/млн, или по меньшей мере 30000 ч/млн, или по меньшей мере 40000 ч/млн, или по меньшей мере 50000 ч/млн. По меньшей мере часть первого и второго пермеатов 135 и 141 можно объединять с образованием обработанной воды 115, имеющей содержание TDS меньше, чем 10000 ч/млн, или меньше, чем 7000 ч/млн, или меньше, чем 5000 ч/млн, или от 200 до 10000 ч/млн, или от 500 до 5000 ч/млн, при этом по меньшей мере часть обработанной воды 115 может быть использована в качестве водной текучей среды с низкой степенью минерализации, вводимой внутрь нефтеносного пласта. Первый ретентат 137, его часть, второй ретентат 143, его часть, комбинация первого ретентата 137 и второго ретентата 143, или комбинация их частей, могут быть использованы в качестве по меньшей мере части соляного раствора, используемого для разделения добытой нефти и воды, как более подробно изложено ниже.
В варианте осуществления, первый ионный мембранный блок 129 может состоять из одной или нескольких нанофильтрационных мембран, и второй ионный мембранный блок 131 может состоять из одной или нескольких мембран обратного осмоса. Второй пермеат 141, прошедший через второй ионный мембранный блок 131, может иметь содержание TDS меньше, чем 200 ч/млн, обеспечиваемый за счет того, что в одной или нескольких мембранах обратного осмоса второго ионного мембранного блока 131 удаляются по существу все растворенные твердые вещества из минерализованной исходной воды 111. Первый пермеат 135, прошедший через нанофильтрационные мембраны, может иметь достаточное количество одновалентных ионов, чтобы иметь содержание TDS по меньшей мере 200 ч/млн, или по меньшей мере 500 ч/млн, или по меньшей мере 1000 ч/млн, с тем результатом, что объединенные первый и второй пермеаты имеют содержание TDS по меньшей мере 200 ч/млн, но меньше, чем 10000 ч/млн. Если объединенные первый и второй пермеаты имеют содержание TDS меньше, чем 200 ч/млн, тогда можно добавлять часть первого ретентата или второго ретентата к объединенному первому и второму пермеатам, чтобы установить содержание TDS в диапазоне от 200 до 5000 ч/млн.
В способе настоящего изобретения, водную текучую среду с низкой степенью минерализации, которая может быть получена из природного источника или может быть получена путем обработки исходной воды, имеющей содержание TDS больше, чем 10000 ч/млн или больше, чем 5000 ч/млн, как описано выше, можно вводить внутрь нефтеносного пласта. Этот нефтеносный пласт может быть образован из пористого материала матрицы, нефти и погребенной воды. Нефтеносный пласт содержит нефть, которая может быть отделена и добыта из пласта после введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта.
Пористый материал матрицы пласта может быть образован из одного или нескольких пористых материалов матрицы, выбранных из группы, состоящей из пористой минеральной матрицы, пористой скальной породы, и комбинации пористой минеральной матрицы и пористой скальной породы. Пласт может содержать один или несколько минералов, поверхность которых имеет суммарный отрицательный электрический заряд, приводящий к отрицательному электрокинетическому потенциалу (дзета-потенциалу) в условиях пласта (температура, давление, значение рН и степень минерализации). Повышение содержания минералов, имеющих отрицательный электрокинетический потенциал, в пласте, коррелирует с увеличением степени извлечения нефти при использовании водной текучей среды с низкой степенью минерализации в качестве средства извлечения нефти. Выражение "условия пласта", используемое в изобретении в контексте электрокинетического потенциала, определяется как температура и давление в пласте, и значение рН и степень минерализации воды в пласте. Температура пласта может находиться в диапазоне от 5 до 275°С, или от 50 до 250°С; давление пласта может находиться в диапазоне от 1 до 100 МПа; значение рН воды в пласте может находиться в диапазоне от 4 до 9, или от 5 до 8; и степень минерализации воды в пласте может находиться в диапазоне содержания TDS от 2000 о 300000 ч/млн. "Электрокинетический потенциал" можно рассчитать по данным измерения электрофоретической подвижности, в котором электрический ток пропускается с помощью электродов через водную суспензию, по существу состоящую из коллоидных частиц минерала пласта, и определения направления и скорости движения коллоидной системы. Электрокинетический потенциал одного или нескольких минералов пласта может находиться в диапазоне от -0,1 до -50 мВ, или от -20 до -50 мВ. Пласт может содержать по меньшей мере 0,1%, или по меньшей мере 1%, или по меньшей мере 10%, или по меньшей мере 25%, или от 1 до 60%, или от 5 до 50%, или от 10 до 30% по меньшей мере одного минерала, имеющего отрицательный электрокинетический потенциал. Для определения количества указанных минералов в пласте можно использовать измерения дифракции рентгеновских лучей, титрование поверхностного заряда, и измерения фильтрационного потенциала относительно породы пласта.
Горная порода и/или минеральный пористый материал матрицы 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. Если пласт образован из пористой карбонатной породы, этот пласт может содержать немного мела или мел может отсутствовать в пласте, так как нефтеносные пласты, содержащие значительные количества мела, не обладают особенной чувствительностью к извлечению нефти с использованием заводнения водой с низкой степенью минерализации.
Минералы, которые могут формировать минеральный пористый материал матрицы, имеющий отрицательный электрокинетический потенциал, могут представлять собой глины или соединения переходных металлов. Глины, имеющие отрицательный электрокинетический потенциал, которые могут формировать по меньшей мере часть минерального пористого материала матрицы, включают бентонитовые глины, бентонитовые/иллитные глины, монтмориллонитные глины, иллитные глины, иллитные/слюдяные глины, пирофиллитовые глины, глауконитовые глины, и каолинитовые глины. Минералы - соединения переходных металлов, имеющие отрицательный электрокинетический потенциал, которые могут формировать по меньшей мере часть минерального пористого материала матрицы, включают карбонаты и оксиды, например, оксид железа, сидерит, и плагиоклазовый полевой шпат.
Пористый материал матрицы может быть консолидированным материалом матрицы, в котором по меньшей мере большая часть, и предпочтительно по существу вся горная порода и/или минерал, которые формируют материал матрицы является консолидированным, так что горная порода и/или минерал образуют массу, в которой по существу вся горная порода и/или минерал являются неподвижными когда сквозь них проходит нефть, водная текучая среда с низкой степенью минерализации или другая текучая среда. Предпочтительно по меньшей мере 95 мас.% или по меньшей мере 97 мас.%, или по меньшей мере 99 мас.%, горной породы и/или минерала остаются неподвижными, когда сквозь них проходит нефть, водная текучая среда с низкой степенью минерализации или другая текучая среда, с тем результатом, что любое количество горной породы или минерального материала, перемещаемое при прохождении нефти, водной текучей среды с низкой степенью минерализации или другой текучей среды, является недостаточным, чтобы привести пласт в состояние, непроницаемое для потока нефти, водной текучей среды с низкой степенью минерализации или другой текучей среды через пласт. В качестве альтернативы, пористый материал матрицы может быть неуплотненным материалом матрицы, в котором по меньшей мере большая часть, или по существу вся горная порода и/или минерал, который формирует материал матрицы, является неуплотненным. Независимо от того, сформирован ли пласт из консолидированной минеральной матрицы, неуплотненной минеральной матрицы, или их комбинации, этот пласт может иметь проницаемость от 0,00001 до 15 Дарси или от 0,001 до 1 Дарси.
Нефтеносный пласт может быть подземным пластом. Подземный пласт может быть образован из одного или нескольких пористых материалов матрицы, описанных выше, при этом пористый материал матрицы может быть расположен ниже перекрывающих пород, на глубине в диапазоне от 50 до 6000 м, или от 100 до 4000 м, или от 200 до 2000 м, под земной поверхностью. Подземный пласт может быть пластом под морским дном.
Нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может иметь вязкость в условиях внутри пласта (в частности, при температуре в температурном диапазоне внутри пласта) по меньшей мере 1 МПа⋅с (1 сП), или по меньшей мере 10 МПа⋅с (10 сП), или по меньшей мере 100 МПа⋅с (100 сП), или по меньшей мере 1000 МПа⋅с (1000 сП). Нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может иметь вязкость в температурных условиях пласта от 1 до 100000 МПа⋅с (от 1 до 100000 сП), или от 1 до 10000 МПа⋅с (от 1 до 10000 сП) или от 1 до 5000 МПа⋅с (от 1 до 5000 сП), или от 1 до 1000 МПа⋅с (от 1 до 1000 сП).
Нефть в нефтеносном пласте может находиться в порах, внутри пористого материала матрицы пласта. Нефть в нефтеносном пласте может быть иммобилизована в порах внутри пористого материала матрицы пласта, например, под действием капиллярных сил, за счет взаимодействия нефти с поверхностью пор, за счет вязкости нефти, или за счет межфазного натяжения между нефтью и водой в пласте.
Кроме того, нефтеносный пласт может содержать воду, которая может находиться в порах внутри пористого материала матрицы. Вода в пласте может быть погребенной водой, водой из процесса вторичного или третичного извлечения нефти путем заводнения, или их смесью. Погребенная вода в нефтеносном пласте может иметь содержание TDS по меньшей мере 500 ч/млн, или по меньшей мере 1000 ч/млн, или по меньшей мере 2500 ч/млн, или по меньшей мере 5000 ч/млн, или по меньшей мере 10000 ч/млн, или по меньшей мере 25000 ч/млн, или от 500 до 250000 ч/млн, или от 1000 до 200000 ч/млн, или от 2000 ч/млн до 100000 ч/млн, или от 2500 до 50000 ч/млн, или от 5000 до 45000 ч/млн. Погребенная вода в нефтеносном пласте может иметь содержание поливалентных ионов по меньшей мере 200 ч/млн, или по меньшей мере 250 ч/млн, или по меньшей мере 500 ч/млн, и может иметь содержание поливалентных ионов от 200 до 40000 ч/млн, или от 250 до 20000 ч/млн, или от 500 до 15000 ч/млн. Погребенная вода в нефтеносном пласте может иметь содержание двухвалентных ионов по меньшей мере 150 ч/млн, или по меньшей мере 200 ч/млн, или по меньшей мере 250 ч/млн, или по меньшей мере 500 ч/млн, от 150 до 35000 ч/млн, или от 200 до 20000 ч/млн, или от 250 до 15000 ч/млн.
Вода в нефтеносном пласте может делать неподвижной нефть внутри пор. Введение водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта может сделать подвижной по меньшей мере часть нефти внутри пласта для добычи и извлечения из пласта, за счет освобождения по меньшей мере части нефти из пор внутри пласта. Введение водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта может сделать по меньшей мере часть поверхности пласта более смачиваемой водой и менее смачиваемой нефтью по сравнению с поверхностью пласта до введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта и контактирования водной текучей среды с низкой степенью минерализации с пластом, что может сделать нефть подвижной для добычи из пласта.
wi
Нефтеносный пласт 103 должен быть пластом, восприимчивым к добыче нефти путем закачивания водной текучей среды, содержащей воду с низкой степенью минерализации внутрь пласта, с последующей добычей и извлечением нефти из пласта. Нефтеносные пласты, восприимчивые к добыче нефти путем заводнения водой с низкой степенью минерализации в процессе повышения нефтеотдачи, могут смачиваться нефтью или смесью, но не смачиваются водой, при этом значительная часть поверхности пор в пласте скорее смочена нефтью, чем водой в пласте, смачиваемом нефтью или смесью. Предпочтительно пласт имеет показатель смачиваемости Амотта-Харви больше, чем -0,3, и более предпочтительно больше, чем 0, или наиболее предпочтительно больше, чем 0,3, или от -0,3 до 1,0, который измерен в испытании смачиваемости Амотта-Харви, и имеет краевой угол смачивания меньше, чем 110°, или меньше чем 70°, или от 0 до 110°. Кроме того, пласт предпочтительно содержит значительное количество пластовой нефти, часть которой может быть извлечена путем создания подвижности с использованием водной текучей среды с низкой степенью минерализации, поэтому пласт предпочтительно имеет начальную водонасыщенность (S) меньше, чем 0,3.
Определение пригодности пласта для процесса повышения нефтеотдачи с использованием водной текучей среды с низкой степенью минерализации можно осуществить с помощью традиционного исследования последовательности операций для образцов, вырезанных из керна, извлеченных из пласта, где воду с низкой степенью минерализации используют в качестве закачиваемой текучей среды и где образцы, вырезанные из керна, насыщены нефтью из пласта и погребенной водой или водой, имеющей степень минерализации, соответствующую степени минерализации погребенной воды пласта при сопоставимой начальной водонасыщенности.
Обратимся теперь к фигуре 4, где показана система 200 для практического осуществления способа настоящего изобретения. Эта система содержит первую скважину и вторую скважину 203, простирающиеся внутрь нефтеносного пласта 205, такого как описано выше. Нефтеносный пласт 205 может быть образован из одного или нескольких участков 207, 209 и 211 пласта, сформированных из матриц пористого материала, такого как описано выше, расположенных под покрывающими породами 213. Обеспечивают водную текучую среду с низкой степенью минерализации, как описано выше. Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может быть обеспечена из хранилища 215 водной текучей среды, которое при функционировании соединено по текучей среде с первым оборудованием 217 закачивания/добычи с помощью трубопровода 219. Первое оборудование 217 закачивания/добычи может быть при функционировании соединено по текучей среде с первой скважиной 201, которая может простираться от первого оборудования 217 закачивания/добычи внутрь нефтеносного пласта 205. Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может протекать из первого оборудования 217 закачивания/добычи через первую скважину, чтобы ввести текучую среду в пласт 205, например, в участок 209 пласта, при этом первое оборудование 217 закачивания/добычи и первая скважина, или сама первая скважина, содержит средство для введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта. В качестве альтернативы, водная текучая среда с низкой степенью минерализации может протекать из хранилища 215 водной текучей среды непосредственно в первую скважину 201 для закачивания внутрь пласта 205, при этом первая скважина содержит средство для введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта. Средство для введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта 205 через первую скважину 201, расположенное в первом оборудовании 217 закачивания/добычи, первой скважине 201, или в обоих местоположениях, может содержать насос 221 для подачи водной текучей среды с низкой степенью минерализации к перфорациям или отверстиям в первой скважине, через которые водная текучая среда с низкой степенью минерализации может быть введена внутрь пласта.
Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может быть введена внутрь пласта 205, например, путем закачивания водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта через первую скважину 201, закачивая водную текучую среду с низкой степенью минерализации через первую скважину внутрь пласта. Давление, при котором водную текучую среду с низкой степенью минерализации вводят внутрь пласта, может находиться в диапазоне от мгновенного давления в пласте вплоть до давления гидравлического разрыва пласта или выше давления гидравлического разрыва пласта. Давление, при котором водную текучую среду с низкой степенью минерализации можно закачивать внутрь пласта, может находиться в диапазоне от 20 до 95%, или от 40 до 90%, от давления гидравлического разрыва пласта. В качестве альтернативы, водную текучую среду с низкой степенью минерализации можно закачивать внутрь пласта под давлением по меньшей мере равном давлению гидравлического разрыва пласта, при этом водную текучую среду с низкой степенью минерализации закачивают в условиях разрушения пласта.
Объем водной текучей среды с низкой степенью минерализации, введенной внутрь пласта 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 0,9 объема порового пространства, где термин "объем порового пространства" относится к объему пласта, который может быть заполнен водной текучей средой с низкой степенью минерализации между первой скважиной 201 и второй скважиной 203. Объем порового пространства можно легко определить методами, которые известны специалисту в этой области техники, например, путем исследования на модели или путем закачивания воды, в которой имеется метка, через пласт 205 от первой скважины 201 ко второй скважине 203.
По мере того как водную текучую среду с низкой степенью минерализации вводят внутрь пласта 205, водная текучая среда с низкой степенью минерализации распространяется внутри пласта, как показано стрелками 223. При введении в пласт 205 водная текучая среда с низкой степенью минерализации контактирует с поверхностью пористого материала матрицы пласта, при этом свойства поверхности могут изменяться: увеличивается ее смачиваемость водой и снижается смачиваемость нефтью. Введение водной текучей среды с низкой степенью минерализации в пласт может сделать подвижной нефть внутри пласта для ее добычи из пласта. Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может сделать подвижной нефть внутри пласта, например, за счет уменьшения капиллярных сил, удерживающих нефть в порах пласта, путем снижения смачиваемости нефтью поверхности пор пласта, и/или путем снижения межфазного натяжения между нефтью и водой в порах пласта.
Мобилизированная нефть и водная текучая среда с низкой степенью минерализации могут продвигаться через пласт 205 от первой скважины 201 ко второй скважине 203 путем дополнительного введения большего количества водной текучей среды с низкой степенью минерализации или путем введения внутрь пласта несмешивающейся с нефтью композиции, после введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта. Несмешивающаяся с нефтью композиция может быть введена внутрь пласта 205 через первую скважину 201, после завершения введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта, чтобы проталкивать или иным образом перемещать нефть и водную текучую среду с низкой степенью минерализации в направлении второй скважины 203 для добычи.
Несмешивающаяся с нефтью композиция может быть выполнена с возможностью перемещать нефть, а также водную текучую среду с низкой степенью минерализации через пласт 205. Подходящие несмешивающиеся с нефтью композиции являются не смешивающимися при первом контакте или при многократном контакте с нефтью в пласте 205. Несмешивающуюся с нефтью композицию можно выбрать из группы, состоящей из водного раствора полимера, воды в парообразной или жидкой форме, диоксида углерода под давлением ниже его минимального давления смешиваемости, азота под давлением ниже его минимального давления смешиваемости, воздуха, и смесей из двух или более указанных компонентов.
Подходящие полимеры для использования в водном растворе полимера, могут включать (без ограничения указанным) полиакриламиды, частично гидролизованные полиакриламиды, полиакрилаты, этиленовые сополимеры, биополимеры, карбоксиметилцеллюлозу, поливиниловые спирты, полистиролсульфонаты, поливинилпирролидоны, AMPS (2-акриламид-2-метилпропан-сульфонат), их комбинации, или тому подобное. Примеры этиленовых сополимеров включают сополимеры акриловой кислоты и акриламида, акриловой кислоты и лаурилакрилата, лаурилакрилата и акриламида. Примеры биополимеров включают ксантановую смолу и гуаровую смолу. В некоторых вариантах осуществления, полимеры могут подвергаться сшивке in situ в пласте 205. В других вариантах осуществления, полимеры могут образоваться in situ в пласте 205.
Несмешивающуюся с нефтью композицию можно хранить и предоставлять для введения внутрь пласта 205 из хранилища 225 несмешивающейся с нефтью композиции, которое при функционировании может быть соединено по текучей среде с первым оборудованием 217 закачивания/добычи с помощью трубопровода 227. Первое оборудование 217 закачивания/добычи может быть при функционировании соединено по текучей среде с первой скважиной 201, чтобы подать несмешивающуюся с нефтью композицию в первую скважину для введения внутрь пласта 205. В качестве альтернативы, хранилище 225 несмешивающейся с нефтью композиции может при функционировании соединяться по текучей среде непосредственно с первой скважиной 201 для подачи несмешивающейся с нефтью композиции в первую скважину для введения внутрь пласта 205. Первое оборудование 217 закачивания/добычи и первая скважина 201, или сама первая скважина, могут содержать средство для введения несмешивающейся с нефтью композиции внутрь пласта 205 через первую скважину 201. Указанное средство для введения несмешивающейся с нефтью композиции внутрь пласта 205 через первую скважину 201 может содержать насос или компрессор для подачи несмешивающейся с нефтью композиции в перфорации или отверстия в первой скважине, сквозь которые несмешивающаяся с нефтью композиция может закачиваться внутрь пласта. Средство для введения несмешивающейся с нефтью композиции внутрь пласта 205 через первую скважину 201 может представлять собой насос 221, используемый для закачивания водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта через первую скважину 201.
Несмешивающаяся с нефтью композиция может быть введена внутрь пласта 205, например, за счет закачивания несмешивающейся с нефтью композиции внутрь пласта через первую скважину 201 путем закачки несмешивающейся с нефтью композиции через первую скважину и внутрь пласта. Давление, при котором несмешивающуюся с нефтью композицию можно закачивать внутрь пласта 205 через первую скважину 201, может доходить до или превышать давление гидравлического разрыва пласта, или составляет от 20 до 99%, или от 30 до 95%, или от 40 до 90% от давления гидравлического разрыва пласта, или больше, чем давление гидравлического разрыва пласта.
Количество несмешивающейся с нефтью композиции, введенной внутрь пласта 205 через первую скважину 201, после введения композиции для извлечения нефти внутрь пласта через первую скважину, может находиться в диапазоне от 0,001 до 5 объемов порового пространства, или от 0,01 до 2 объемов порового пространства, или от 0,1 до 1 объема порового пространства, или от 0,2 до 0,6 объема порового пространства, где термин "объем порового пространства" относится к объему пласта между первой скважиной и второй скважиной, который может быть заполнен несмешивающейся с нефтью композицией. Количество несмешивающейся с нефтью композиции, введенной внутрь пласта 205, должно быть достаточным для вытеснения мобилизированной нефти и водной текучей среды с низкой степенью минерализации через по меньшей мере часть пласта. Если несмешивающаяся с нефтью композиция находится в газообразной фазе, объем несмешивающейся с нефтью композиции, введенной внутрь пласта 205 после введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта, относительно объема водной текучей среды с низкой степенью минерализации, введенного внутрь пласта непосредственно перед введением несмешивающейся с нефтью композиции, может составлять по меньшей мере 10, или по меньшей мере 20, или по меньшей мере 50 объемов газовой фазы несмешивающейся с нефтью композиции на 1 объем водной текучей среды с низкой степенью минерализации, введенной внутрь пласта непосредственно перед введением газовой фазы несмешивающейся с нефтью композиции.
Если несмешивающаяся с нефтью композиция находится в жидкой фазе, то несмешивающаяся с нефтью композиция может иметь вязкость по меньшей мере такого же порядка величины, как вязкость мобилизированной нефти в температурных условиях пласта, обеспечивая перемещение мобилизированной нефти через пласт 205 ко второй скважине 203 под действием несмешивающейся с нефтью композиции. Несмешивающаяся с нефтью композиция может иметь вязкость по меньшей мере 0,8 МПа⋅с (0,8 сП) или по меньшей мере 10 МПа⋅с (10 сП), или по меньшей мере 50 МПа⋅с (50 сП), или по меньшей мере 100 МПа⋅с (100 сП), или по меньшей мере 500 МПа⋅с (500 сП), или по меньшей мере 1000 МПа⋅с (1000 сП), или по меньшей мере 10000 МПа⋅с (10000 сП), в температурных условиях пласта или при 25°С. Если несмешивающаяся с нефтью композиция находится в жидкой фазе, то предпочтительно несмешивающаяся с нефтью композиция может иметь вязкость по меньшей мере на один порядок величины больше, чем вязкость мобилизированной нефти в температурных условиях пласта, таким образом, несмешивающаяся с нефтью композиция может перемещать мобилизированную нефть через пласт в пробочном режиме течения, сводя к минимуму и подавляя образование языков мобилизированной нефти через вытесняющую пробку несмешивающейся с нефтью композиции.
Водная текучая среда с низкой степенью минерализации и несмешивающаяся с нефтью композиция могут быть введены внутрь пласта через первую скважину 201 чередующимися порциями. Например, водная текучая среда с низкой степенью минерализации может быть введена внутрь пласта 205 через первую скважину 201 в течение первого промежутка времени, после которого несмешивающаяся с нефтью композиция может быть введена внутрь пласта через первую скважину в течение второго промежутка времени, следующего после первого промежутка времени, после которого водная текучая среда с низкой степенью минерализации может быть введена внутрь пласта через первую скважину в течение третьего промежутка времени, следующего после второго промежутка времени, после которого несмешивающаяся с нефтью композиция может быть введена внутрь пласта через первую скважину в течение четвертого промежутка времени, следующего после третьего промежутка времени. Внутрь пласта через первую скважину можно вводить сколь угодно много чередующихся порций водной текучей среды с низкой степенью минерализации и несмешивающейся с нефтью композиции.
Нефть можно сделать подвижной для добычи из пласта 205 с помощью второй скважины 203 путем введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации и, необязательно, несмешивающейся с нефтью композиции внутрь пласта через первую скважину 201, при этом мобилизированная нефть перемещается сквозь пласт от первой скважины 201 ко второй скважине 203 для добычи, как показано стрелками 229. По меньшей мере часть водной текучей среды с низкой степенью минерализации может проходить сквозь, пласт 205 от первой скважины 201 ко второй скважине 203 для добычи из пласта вместе с мобилизированной нефтью. Вода, отличная от водной текучей среды с низкой степенью минерализации, и/или газ, также можно мобилизировать для добычи из пласта 205 с помощью второй скважины 203 путем введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации и, необязательно, несмешивающейся с нефтью композиции внутрь пласта через первую скважину 201.
После введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации и, необязательно, несмешивающейся с нефтью композиции внутрь пласта 205 через первую скважину 201, нефть можно извлекать и добывать из пласта с помощью второй скважины 203. Средство для извлечения и добычи нефти из пласта 205 после введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта, может быть расположено во второй скважине. Средство для извлечения и добычи нефти из пласта также может извлекать и добывать по меньшей мере часть водной текучей среды с низкой степенью минерализации, иной воды и/или газа из пласта, после введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта. Средство для извлечения и добычи нефти, водной текучей среды с низкой степенью минерализации, иной воды и/или газа, расположенное во второй скважине 203, может содержать насос 233, который может быть расположен во втором оборудовании 231 закачивания/добычи и/или внутри второй скважины 203. Насос 233 может выкачивать нефть, по меньшей мере часть водной текучей среды с низкой степенью минерализации, иную воду и/или газ из пласта 205 через перфорации во второй скважине 203, чтобы подавать нефть, по меньшей мере часть водной текучей среды с низкой степенью минерализации, иную воду и/или газ во второе оборудование 231 закачивания/добычи.
В качестве альтернативы, средство для извлечения и добычи нефти по меньшей мере части водной текучей среды с низкой степенью минерализации, иной воды и/или газа из пласта 205 может содержать компрессор 234, который может быть расположен во втором оборудовании 231 закачивания/добычи. Компрессор 234 может быть при функционировании соединен по текучей среде с резервуаром 241 для хранения газа с помощью трубопровода 236, и может подвергать сжатию газ из резервуара для хранения газа для закачивания внутрь пласта 205 через вторую скважину 203. Компрессор может сжимать газ до давления, достаточного для способствования добыче нефти, водной текучей среды с низкой степенью минерализации, иной воды и/или газа из пласта с помощью второй скважины 203, при этом соответствующее давление можно определить традиционными методами, которые известны специалистам в этой области техники. Сжатый газ может закачиваться внутрь пласта из другого положения во второй скважине 203, чем положение в скважине, в котором нефть, водную текучую среду с низкой степенью минерализации, иную воду и/или газ добывают из пласта, например, сжатый газ может закачиваться внутрь пласта на участке 211 пласта, в то время как нефть, водную текучую среду с низкой степенью минерализации, иную воду и/или газ добывают из пласта на участке 209 пласта.
Нефть, по меньшей мере часть водной текучей среды с низкой степенью минерализации, иная вода и/или газ могут извлекаться из пласта 205, как показано стрелками 229, и добываться вверх по второй скважине 203 ко второму оборудованию 231 закачивания/добычи. Нефть можно отделить от газа и водной смеси, состоящей из добытой части водной текучей среды с низкой степенью минерализации и иной пластовой воды, добытой из пласта, например, погребенной воды, подвижной воды, или воды из извлечения нефти методом заводнения. Добытую нефть можно отделить от добытой водной смеси и добытого газа в установке 235 разделения, расположенной во втором оборудовании 231 закачивания/добычи и, в варианте осуществления, при функционировании соединяющейся по текучей среде с средством 233 для извлечения и добычи нефти, компонентов водной смеси и/или газа из пласта.
Солевой раствор, имеющий содержание TDS больше, чем 10000 ч/млн, или от 15000 до 250000 ч/млн, может подаваться из хранилища 247 соляного раствора в установку 235 разделения с помощью трубопровода 273 для смешивания с добытой нефтью и добытой водной смесью, и необязательно с добытым газом. Этот солевой раствор может иметь содержание TDS по меньшей мере 15000 ч/млн, или по меньшей мере 20000 ч/млн, или по меньшей мере 25000 ч/млн, или по меньшей мере 30000 ч/млн, или по меньшей мере 40000 ч/млн, или по меньшей мере 50000 ч/млн, или от больше, чем 10000 ч/млн до 250000 ч/млн, или от 15000 до 200000 ч/млн, или от 20000 до 150000 ч/млн, или от 30000 до 100000 ч/млн. Солевой раствор может быть выбран из группы, состоящей из морской воды, слабоминерализованной воды, или добытой воды, добытой из пласта и отделенной от нефти и/или газа, добытых из пласта. В качестве альтернативы, солевой раствор может содержать по меньшей мере часть ретентата 117, первичного ретентата 125 и/или вторичного ретентата 127, или первого ретентата 137 и/или второго ретентата 143 (как показано на фигурах 1-3), полученного путем контакта минерализованной исходной воды с ионным фильтром, как описано выше. Ионный фильтр 113, как описано выше, может при функционировании соединяться по текучей среде с хранилищем 247 соляного раствора с помощью трубопровода 275, чтобы подавать ретентат 117, 125, 127, 137, и/или 143 в качестве по меньшей мере части соляного раствора в хранилище 247 соляного раствора.
Кроме того, в установку 235 разделения может быть подан деэмульгатор из хранилища 271 деэмульгатора, которое может при функционировании соединяться по текучей среде с установкой разделения с помощью трубопровода 240. Деэмульгатор может быть подан в установку 235 разделения для смешивания с добытой нефтью, добытой водой, и соляным раствором, и необязательно с добытым газом, для облегчения разделения добытой нефти и добытой воды.
th
Деэмульгатор может быть выбран из группы, состоящей из амиловых смол; бутиловых смол; нониловых смол; катализированных кислотой или основанием фенолоформальдегидных смол; фенол-акрилатный ангидрид - полигликолевых смол; уретанов; полиаминов; полиэфираминов; сульфонатов; диэпоксидов; полиолов; сложных эфиров и эфиров полиолов, в том числе триоловые эфиры жирных кислот, триоловые эфиры адипиновой кислоты, и триоловые эфиры фумаровой кислоты; этоксилированных и/или пропоксилированных соединений амиловых смол, бутиловых смол, нониловых смол, катализированных кислотой или основанием фенолоформальдегидных смол, жирных кислот, полиаминов, диэпоксидов, и полиолов; и их комбинаций, которые могут быть диспергированы в растворителе - носителе, выбранном из группы, состоящей из ксилола, толуола, тяжелой ароматической нафты, изопропанола, метанола, 2-этоксигексанола, дизельной фракции, и их комбинаций. Подходящий деэмульгатор для разделения нефти и воды, добытых из пласта 205, может быть подобран при проведении испытания с отбором проб эмульсии в бутылки, - традиционного испытания, известного специалистам в этой области техники, для подбора эффективного деэмульгатора с целью разделения сырой нефти и воды. Коммерчески доступные деэмульгаторы включают ЕВ-Серию от фирмы National Chemical Supply, 4151 SW 47 Ave., Davie, FL, 33314, США, и деэмульгаторы Tretolite от фирмы Baker Petrolite Corporation, 12645 W. Airport Blvd., Sugar Land, TX 77478, США.
Обратимся теперь к фигуре 5, где показана установка 235 разделения, которая может быть использована в способе настоящего изобретения. Установка 235 разделения может быть образована из двухфазного сепаратора 301 и сепаратора 303 отделения воды. Двухфазный сепаратор может быть традиционным двухфазным сепаратором для отделения газовой фазы от жидкой фазы, при этом двухфазный сепаратор может быть вертикальным, горизонтальным или сферическим сепаратором, и может представлять собой сепаратор высокого давления (5,2-34,4 МПа; 750-5000 фунт/кв.дюйм), сепаратор среднего давления (1,6-5,2 МПа; 230-750 фунт/кв.дюйм), или сепаратор низкого давления (0,07-1,6 МПа; 10-230 фунт/кв.дюйм). Добытая нефть, добытая вода и добытый газ 305 могут поступать из второй скважины в двухфазный сепаратор 301. Газ может быть отделен от добытой нефти и добытой воды в двухфазном сепараторе 301 методом фазового разделения, причем отделенный газ может быть удален из двухфазного сепаратора по трубопроводу 243. Как показано на фигуре 4, отделенный газ может поступать из сепаратора 235 в хранилище 241 газа, которое может при функционировании соединяться по текучей среде с сепаратором с помощью трубопровода 243. Обратимся снова к фигуре 5, где добытая нефть и добытая вода могут быть отделены от газа в двухфазном сепараторе 301 путем фазового разделения, отделенная смесь добытых нефти и воды может поступать из двухфазного сепаратора в сепаратор 303 отделения воды, который может при функционировании соединяться по текучей среде с двухфазным сепаратором с помощью трубопровода 307.
Добытая нефть и добытая вода могут разделяться в сепараторе 303 отделения воды путем разделения по плотности и деэмульгирования с помощью соляного раствора и деэмульгатора. Сепаратор 303 отделения воды может быть традиционным сепаратором отделения воды. Как описано выше, солевой раствор может поступать из хранилища 247 соляного раствора (фигура 4) в установку 235 разделения по трубопроводу 273, при этом солевой раствор может поступать в сепаратор 303 отделения воды установки разделения. Кроме того, как описано выше, деэмульгатор может поступать из хранилища 271 деэмульгатора (фигура 4) в установку 235 разделения по трубопроводу 240, при этом деэмульгатор может поступать в сепаратор 303 отделения воды установки разделения. Если это желательно или необходимо, то могут быть осуществлены дополнительные стадии разрушения эмульсии в сепараторе 303 отделения воды, после образования смеси соляного раствора, нефти и воды, чтобы дополнительно дестабилизировать эмульсию и отделить нефть от воды. Например, смесь соляного раствора, нефти и воды можно нагревать, чтобы дестабилизировать эмульсию, или из смеси можно электростатически удалить воду.
Деэмульгатор и солевой раствор могут поступать в сепаратор 303 отделения воды в количестве, достаточном чтобы способствовать быстрому деэмульгированию любых эмульсий нефть-в-воде или вода-в-нефти, присутствующих в сепараторе отделения воды, стимулировать быстрое и чистое разделение нефти и воды в сепараторе отделения воды. Солевой раствор может поступать в сепаратор 303 отделения воды в количестве, достаточном чтобы повысить содержание TDS в добытой воде до значения, большего чем содержание TDS в водной фазе, добытой из добывающей скважины 203, по меньшей мере до 5000 ч/млн, или по меньшей мере 10000 ч/млн, или по меньшей мере 15000 ч/млн, или по меньшей мере 20000 ч/млн, или по меньшей мере 25000 ч/млн, или по меньшей мере 30000 ч/млн, или от больше, чем 10000 до 100000 ч/млн, или от 15000 до 50000 ч/млн, или от 20000 до 40000 ч/млн, или от 50000 до 250000 ч/млн. В качестве альтернативы, солевой раствор может быть добавлен в смесь добытой нефти и добытой воды в сепараторе 303 отделения воды, таким образом, чтобы солевой раствор составлял от 2 до 40 об.% от смеси добытой нефти и добытой воды, или от 5 до 33 об.% от смеси добытой нефти и добытой воды, или от 10 до 25 об.% от смеси добытой нефти и добытой воды. Деэмульгатор может быть добавлен в смесь добытой нефти, добытой воды и соляного раствора таким образом, чтобы деэмульгатор присутствовал в количестве от 2 до 200 ч/млн, или от 10 до 100 ч/млн. В качестве альтернативы, раствор деэмульгатора может быть добавлен в смесь добытой нефти, добытой воды и соляного раствора таким образом, чтобы раствор деэмульгатора составлял от 0,05 до 5 об.%, или от 0,1 до 2 об.% смеси добытой нефти, добытой воды, и соляного раствора, при этом раствор деэмульгатора может содержать от 0,1 до 5 мас.%, или от 0,5 до 2.5 мас.%, или от 1 до 2 мас.% соединения (соединений) деэмульгатора.
Включение соляного раствора в смесь добытой нефти, добытой воды и деэмульгатора может значительно сократить время, необходимое для разделения эмульсии нефти и воды на индивидуальные фазы нефти и воды, по сравнению со временем, необходимым для разделения смеси добытой нефти, добытой воды и деэмульгатора на индивидуальные фазы без соляного раствора. Включение соляного раствора в смесь добытой нефти, добытой воды и деэмульгатора может сократить время, необходимое для разделения эмульсии нефти и воды на индивидуальные фазы, по меньшей мере в 2 раза, или по меньшей мере 3 раза, или по меньшей мере в 4 раза, или по меньшей мере 5 раз, или по меньшей мере в 10 раз, по сравнению с той же смесью без соляного раствора. Соответственно, объем сепаратора отделения воды может быть по меньшей мере в 2 раза, или по меньшей мере 3 раза, или по меньшей мере 4 раза, или по меньшей мере в 5 раз меньше, при использовании соляного раствора, по сравнению с объемом сепаратора отделения воды, который требуется для разделения и деэмульгирования добытой нефти, добытой воды и деэмульгатора без соляного раствора.
Добытая нефть может быть отделена в сепараторе 303 отделения воды, и, как показано на фигуре 4, нефть из установки 235 разделения поступает в резервуар 237 хранения нефти. Сепаратор 303 отделения воды (фигура 5) установки 235 разделения может при функционировании соединяться по текучей среде с резервуаром 237 хранения нефти через трубопровод 239 для обеспечения подачи отделенной добытой нефти из сепаратора 303 отделения воды в резервуар 237 хранения нефти.
Добытая вода может быть выведена из сепаратора отделения воды с помощью трубопровода 309. Эту добытую воду можно подавать в ионный фильтр, как описано выше, чтобы получить обработанную воду и солевой раствор. Обработанную воду можно подавать в хранилище 215 водной текучей среды для повторного введения внутрь пласта, как описано выше. Солевой раствор может поступать в хранилище 247 соляного раствора для использования с целью деэмульгирования дополнительного количества добытой нефти и добытой воды.
Как показано на фигуре 6, установка 235 разделения может дополнительно содержать сепаратор 311 отделения свободной воды, помимо двухфазного сепаратора 301 и сепаратора 303 отделения воды. Сепаратор 311 отделения свободной воды может быть традиционным сепаратором отделения свободной воды. Газ 243 может быть отделен от добытой нефти и добытой воды в двухфазном сепараторе, как описано выше, причем добытая нефть и добытая вода может поступать в сепаратор 311 отделения свободной воды. Нефть 313 и вода 315, которые уже были подвергнуты фазовому разделению, могут быть выделены и удалены из сепаратора 311 отделения свободной воды. Нефть и вода, которые присутствуют в эмульсии 317, могут поступать из сепаратора 311 отделения свободной воды в сепаратор 303 отделения воды. Солевой раствор 273 и деэмульгатор 240 могут смешиваться с эмульсией в сепараторе 303 отделения воды с целью фазового разделения нефти и воды в эмульсии. Если это желательно или необходимо, то могут быть осуществлены дополнительные стадии разрушения эмульсии в сепараторе 303 отделения воды, после образования смеси соляного раствора, нефти и воды, чтобы дополнительно дестабилизировать эмульсию и отделить нефть от воды. Например, смесь соляного раствора, деэмульгатора, нефти и воды можно нагревать для того, чтобы дестабилизировать эмульсию, или из смеси можно электростатически удалить воду. Нефть 339, отделенную от эмульсии, можно удалить из сепаратора 303 отделения воды и объединить с нефтью 313, отделенной из сепаратора 311 отделения свободной воды, и отправить на хранение в резервуар 237 хранения нефти с помощью трубопровода 239 (фигура 4). Воду 318, отделенную от эмульсии в сепараторе 303 отделения воды, можно объединить с водой 315, отведенной из сепаратора 311 отделения свободной воды. Объединенную воду 309 можно подавать в ионный фильтр, как описано выше, для разделения на слабо минерализованную обработанную воду и солевой раствор. Слабо минерализованную обработанную воду из ионного фильтра можно подавать в хранилище 215 водной текучей среды для повторного введения внутрь пласта, как описано выше. Солевой раствор из ионного фильтра можно подавать в хранилище 247 соляного раствора для использования при деэмульгировании дополнительного количества добытой нефти и добытой воды.
В качестве альтернативы, как показано на фигуре 7, установка 235 разделения может быть образована трехфазным сепаратором 401. Трехфазный сепаратор 401 может быть традиционным трехфазным сепаратором для разделения газа, нефти и воды. Добытая нефть, добытая вода и добытый газ 305 из добывающей скважины могут поступать в трехфазный сепаратор 401. Газ, нефть и воду можно разделять методом фазового разделения в трехфазном сепараторе 401. Отделенный газ можно удалить из трехфазного сепаратора по трубопроводу 243. Как показано на фигуре 4, отделенный газ можно подавать из сепаратора 235 в хранилище 241 газа, которое при функционировании соединяется по текучей среде с сепаратором через трубопровод 243. Возвращаясь к фигуре 7, видно, что солевой раствор 273 и деэмульгатор 240 можно подавать в трехфазный сепаратор для деэмульгирования эмульсии нефти и воды, присутствующей в трехфазном сепараторе, и получения жидкой нефтяной фазы и жидкой водной фазы. Если это желательно или необходимо, то могут быть осуществлены дополнительные стадии разрушения эмульсии в трехфазном сепараторе, после образования смеси соляного раствора, деэмульгатора, нефти и воды, чтобы дополнительно дестабилизировать эмульсию и отделить нефть от воды. Например, смесь соляного раствора, деэмульгатора, нефти и воды можно нагреть, чтобы дестабилизировать эмульсию, или можно электростатически удалить воду из смеси. Жидкую нефтяную фазу можно удалить из трехфазного сепаратора с помощью трубопровода 239, который может быть при функционировании соединен по текучей среде с резервуаром 237 хранения нефти (фигура 4). Жидкую водную фазу можно удалить из трехфазного сепаратора по трубопроводу 309, который может при функционировании соединяться по текучей среде с ионным фильтром, как описано выше, для разделения на слабо минерализованную обработанную воду и солевой раствор. Слабо минерализованную обработанную воду можно подавать из ионного фильтра в хранилище 215 водной текучей среды (фигура 4) для повторного введения внутрь пласта. Солевой раствор можно подавать в хранилище 247 соляного раствора для использования при деэмульгировании дополнительного количества добытой нефти и добытой воды.
В качестве альтернативы, как показано на фигуре 8, установка 235 разделения может быть образована из двухфазного сепаратора 301, резервуара 505 смесителя и сепаратора 303 отделения воды, при этом двухфазный сепаратор 301 представляет собой средство для отделения газа от добытой нефти и добытой воды, резервуар 505 смесителя представляет собой средство для контактирования соляного раствора и деэмульгатора с добытой нефтью и добытой водой, и сепаратор 303 отделения воды является средством для отделения добытой нефти от добытой воды. Добытая нефть, добытая вода и газ могут поступать в установку 235 разделения из второй скважины с помощью трубопровода 305, причем добытая нефть, добытая вода и газ могут поступать в двухфазный сепаратор 301. В двухфазном сепараторе 301 газ может отделяться от добытой нефти и добытой воды, как описано выше. Добытая нефть и добытая вода могут поступать из двухфазного сепаратора 301 в резервуар 505 смесителя с помощью трубопровода 507. Резервуар 505 смесителя может быть любым традиционным средством для смешивания жидкостей, например, резервуаром смесителя с механическим перемешиванием. Солевой раствор может поступать в резервуар 505 смесителя из хранилища 247 соляного раствора (фигура 4) по трубопроводу 273, и деэмульгатор может поступать из хранилища 271 деэмульгатора (фигура 4) в резервуар смесителя по трубопроводу 240. Солевой раствор, деэмульгатор, добытая нефть и добытая вода могут перемешиваться в резервуаре 505 смесителя, и затем смесь из резервуара смесителя поступает в сепаратор 303 отделения воды по трубопроводу 509. Добытую нефть можно отделить от добытой воды в сепараторе 303 отделения воды, как описано выше, причем выделенную добытую нефть 239 можно подавать в резервуар 237 хранения нефти, а добытая вода 309 может поступать в ионный фильтр, как описано выше.
Возвратимся снова к фигуре 4: в варианте осуществления способа настоящего изобретения первая скважина 201 может быть использована для закачивания водной текучей среды с низкой степенью минерализации и, необязательно, несмешивающейся с нефтью композиции внутрь пласта 205, а вторая скважина 203 может быть использована для добычи и выделения нефти, воды и необязательно газа из пласта, как описано выше, в течение первого промежутка времени, и вторая скважина 203 может быть использована для закачивания водной текучей среды с низкой степенью минерализации и, необязательно, несмешивающейся с нефтью композиции внутрь пласта 205, чтобы сделать подвижной нефть внутри пласта и перемещать мобилизированную нефть через пласт к первой скважине, при этом первая скважина 201 может быть использована для добычи и выделения нефти, воды и газа из пласта в течение второго промежутка времени, где второй промежуток времени следует после первого промежутка времени. Второе оборудование 231 закачивания/добычи может содержать средство, такое как насос 251, которое при функционировании соединяется по текучей среде с хранилищем 215 водной текучей среды через трубопровод 253, и который при функционировании соединен по текучей среде со второй скважиной 203, чтобы вводить водную текучую среду с низкой степенью минерализации внутрь пласта 205 через вторую скважину. Кроме того, насос 251 или компрессор могут при функционировании соединяться по текучей среде с хранилищем 225 несмешивающейся с нефтью композиции через трубопровод 255, чтобы вводить несмешивающуюся с нефтью композицию внутрь пласта 205 через вторую скважину 203 после введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта через вторую скважину. Первое оборудование 217 закачивания/добычи может содержать средство, такое как насос 257 или компрессор 258, для добычи нефти, воды и газа из пласта 205 через первую скважину 201. Первое оборудование 217 закачивания/добычи также может содержать установку 259 разделения для разделения добытой нефти, добытой воды и добытого газа, которая при функционировании соединяется по текучей среде со средством 257 через трубопровод 260, при этом установка 259 разделения может быть аналогична установке 235 разделения, которая описана выше. Хранилище 247 солевого раствора может при функционировании соединяться по текучей среде с установкой 259 разделения через трубопровод 272, чтобы подавать солевой раствор в установку 259 разделения, и хранилище 271 деэмульгатора может при функционировании соединяться по текучей среде с установкой 259 разделения через трубопровод 262, чтобы подавать деэмульгатор в установку 259 разделения. Установка 259 разделения может при функционировании соединяться по текучей среде: с резервуаром 237 хранения жидкости через трубопровод 261 для хранения добытой и отделенной нефти в резервуаре хранения жидкости; с резервуаром 241 хранения газа через трубопровод 265 для хранения добытого газа в резервуаре хранения газа; и с ионным фильтром для получения слабо минерализованной обработанной воды и солевого раствора из отделенной добытой воды.
Первая скважина 201 может быть использована для введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации и затем, необязательно, несмешивающейся с нефтью композиции внутрь пласта 205, а вторая скважина 203 может быть использована для добычи и выделения нефти, воды и газа из пласта в течение первого промежутка времени; затем вторая скважина 203 может быть использована для введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации и затем, необязательно, несмешивающейся с нефтью композиции внутрь пласта 205, причем первая скважина 201 может быть использована для добычи и выделения нефти, воды и газа из пласта в течение второго промежутка времени; при этом первый и второй промежутки времени составляют цикл. Может быть проведено множество циклов, в которых первая скважина 201 и вторая скважина 203 попеременно переключаются между введением водной текучей среды с низкой степенью минерализации и после этого, необязательно, несмешивающейся с нефтью композиции внутрь пласта 205, и добычей и выделением нефти, воды и газа из пласта, при этом одна скважина служит для введения, а вторая скважина - для добычи и выделения в течение первого промежутка времени, и затем, в течение второго промежутка времени скважины переключаются. Цикл может составлять приблизительно от 12 ч до 1 года, или приблизительно от 3 сут до 6 мес, или приблизительно от 5 сут до 3 мес. Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может быть введена внутрь пласта в начале цикла, а несмешивающаяся с нефтью композиция может вводиться в конце цикла. В некоторых вариантах осуществления, началом цикла может быть первый период, приблизительно от 10 до 80% цикла, или приблизительно первые 20-60% цикла, приблизительно первые 25-40% цикла, причем концом может быть остальная часть цикла.
Обратимся теперь к фигуре 9, где показан другой вариант осуществления способа настоящего изобретения: деэмульгатор может быть введен внутрь добывающей скважины, которой может быть или первая скважина 201 или вторая скважина 203, как описано выше, и добывается вместе с нефтью и водой. Деэмульгатор не требуется добавлять в каждую из установок 235 или 259 разделения, когда он вводится внутрь добывающей скважины и добывается из нее. Способ этого варианта осуществления изобретения может быть таким, как описано выше, за исключением того, что деэмульгатор вводят внутрь добывающей скважины, причем, возможно, не потребуется добавление деэмульгатора в каждую установку 235 или 259 разделения, чтобы деэмульгировать добытую нефть и воду. Когда нефть и воду добывают из первой скважины 201, деэмульгатор можно подавать из хранилища 271 деэмульгатора с помощью трубопровода 279 в закачивающее средство, расположенное на первой скважине 201, для закачивания внутрь первой скважины 201. Деэмульгатор можно закачивать в первую скважину 201 по трубопроводу нагнетания, присоединенному с наружной стороны добывающей или закачивающей трубы в первой скважине, чтобы деэмульгатор поступал в положение сразу ниже по потоку от устья скважины, или путем нагнетания деэмульгатора в кольцевом зазоре кожуха добывающей трубы в первой скважине, чтобы деэмульгатор поступал в положение сразу ниже по потоку от устья скважины, или путем нагнетания деэмульгатора в добывающий коллектор внутри первой скважины. Когда нефть и воду добывают из второй скважины 203, деэмульгатор может подаваться из хранилища 271 деэмульгатора через трубопровод 277 в закачивающее средство, расположенное во второй скважине 203, для закачивания во вторую скважину. Деэмульгатор может закачиваться внутрь второй скважины 203 по нагнетательной линии, присоединенной с наружной стороны добывающей или закачивающей трубы во второй скважине, чтобы деэмульгатор поступал в положение сразу ниже по потоку от устья скважины, или путем нагнетания деэмульгатора в кольцевом зазоре кожуха добывающей трубы во второй скважине, чтобы деэмульгатор поступал в положение сразу ниже по потоку от устья скважины, или путем нагнетания деэмульгатора в добывающий коллектор внутри второй скважины.
Деэмульгатор может представлять собой раствор деэмульгатора, как описано выше, который содержит от 0,1 до 5 мас.%, или от 0,5 до 2.5 мас.%, или от 1 до 2 мас.% соединения (соединений) деэмульгатора, которое описано выше. Раствор деэмульгатора можно закачивать внутрь добывающей скважины в количестве, достаточном для обеспечения концентрации от 0,05 до 5 об.%, или от 0,1 до 2 об.% раствора деэмульгатора в смеси раствора деэмульгатора, нефти и воды, которая добывается из добывающей скважины.
Добытый деэмульгатор может поступать со смесью добытой нефти и добытой воды в установку 235 или 259 разделения, чтобы способствовать отделению добытой нефти от добытой воды. Солевой раствор может быть добавлен в смесь добытой нефти, добытой воды, и деэмульгатора в установке 235 или 259 разделения, чтобы вызвать быстрое разделение добытой нефти и добытой воды на отдельные фазы, как описано выше. Если это желательно, то дополнительный деэмульгатор может быть добавлен в смесь добытой нефти, добытой воды, добытого деэмульгатора и солевого раствора в установке 235 или 259 разделения, чтобы способствовать отделению добытой нефти от добытой воды.
Теперь рассмотрим фигуру 10, где показана схема 600 расположения скважин. Эта схема 600 расположения содержит группу 602 первых скважин (заштрихованных горизонтальными линиями) и группу 604 вторых скважин (заштрихованных диагональными линиями). В некоторых вариантах осуществления способа настоящего изобретения, первая скважина описанного выше способа может включать множество первых скважин, изображенных как группа 602 первых скважин в схеме 600 расположения, при этом вторая скважина описанного выше способа может включать множество вторых скважин, изображенных как группа 604 вторых скважин в схеме 600 расположения.
Каждая скважина в первой группе 602 скважин может находиться на расстоянии 630 по горизонтали от соседней скважины в группе 602 первых скважин. Расстояние 630 по горизонтали. может составлять приблизительно от 5 до 5000 метров, или приблизительно от 7 до 1000 м, или приблизительно от 10 до 500 м, или приблизительно от 20 до 250 м, или приблизительно от 30 до 200 м, или приблизительно от 50 до 150 м, или приблизительно от 90 до 120 м, или приблизительно 100 м. Каждая скважина в группе 602 первых скважин может находиться на расстоянии 632 по вертикали от соседней скважины в группе 602 первых скважин. Расстояние 632 по вертикали может составлять приблизительно от 5 до 5000 м, или приблизительно от 7 до 1000 м, или приблизительно от 10 до 500 м, или приблизительно от 20 до 250 м, или приблизительно от 30 до 200 м, или приблизительно от 50 до 150 м, или приблизительно от 90 до 120 м, или приблизительно 100 м.
Каждая скважина в группе 604 вторых скважин может находиться на расстоянии 636 по горизонтали от соседней скважины в группе 604 вторых скважин. Расстояние 636 по горизонтали может составлять приблизительно от 5 до 5000 м, или приблизительно от 7 до 1000 м, или приблизительно от 10 до 500 м, или приблизительно от 20 до 250 м, или приблизительно от 30 до 200 м, или приблизительно от 50 до 150 м, или приблизительно от 90 до 120 м, или приблизительно 100 м. Каждая скважина в группе 604 вторых скважин может находиться на расстоянии 638 по вертикали от соседней скважины в группе 604 вторых скважин. Расстояние 638 по вертикали может составлять приблизительно от 5 до 5000 м, или приблизительно от 7 до 1000 м, или приблизительно от 10 до 500 м, или приблизительно от 20 до 250 м, или приблизительно от 30 до 200 м, или приблизительно от 50 до 150 м, или приблизительно от 90 до 120 м, или приблизительно 100 м.
Каждая скважина в группе 602 первых скважин может находиться на расстоянии 634 от соседних скважин в группе 604 вторых скважин. Каждая скважина в группе 604 вторых скважин может находиться на расстоянии 634 от соседних скважин в группе 602 первых скважин. Расстояние 634 может составлять приблизительно от 5 до 5000 м, или приблизительно от 7 до 1000 м, или приблизительно от 10 до 500 м, или приблизительно от 20 до 250 м, или приблизительно от 30 до 200 м, или приблизительно от 50 до 150 м, или приблизительно от 90 до 120 м, или приблизительно 100 м.
Каждая скважина в группе 602 первых скважин может быть окружена четырьмя скважинами в группе 604 вторых скважин. Каждая скважина в группе 604 вторых скважин может быть окружена четырьмя скважинами в группе 602 первых скважин.
В некоторых вариантах, схема 600 расположения скважин может содержать приблизительно от 10 до 1000 скважин, например, приблизительно от 5 до 500 скважин в группе 602 первых скважин, и приблизительно от 5 до 500 скважин в группе 604 вторых скважин.
В некоторых вариантах, схема 600 расположения скважин может рассматриваться как вид сверху с группой 602 первых скважин и группой 604 вторых скважин, которые являются вертикальными скважинами, расположенными на участке земли. В некоторых вариантах, схема 600 расположения скважин может рассматриваться как поперечное сечение вида сбоку для пласта, где группа 602 первых скважин и группа 604 вторых скважин являются горизонтальными скважинами, расположенными внутри пласта.
Теперь рассмотрим фигуру 11, где показана схема 700 расположения скважин. Эта схема 700 расположения содержит группу 702 первых скважин (заштрихованных горизонтальными линиями) и группу 704 вторых скважин (заштрихованных диагональными линиями). Схема 700 может представлять собой схему расположения скважин, которая описана выше в связи со схемой 600 на фигуре 10. В некоторых вариантах осуществления способа настоящего изобретения, первая скважина описанного выше способа может включать множество первых скважин, изображенных как группа 702 первых скважин в схеме 700 расположения, при этом вторая скважина описанного выше способа может включать множество вторых скважин, изображенных как группа 704 вторых скважин в схеме 700 расположения.
Водную текучую среду с низкой степенью минерализации и, необязательно, в последующем несмешивающуюся с нефтью композицию можно закачивать в группу 702 первых скважин, а нефть, воду и газ можно добывать и выделять из группы 704 вторых скважин. Как показано, водная текучая среда с низкой степенью минерализации и, необязательно, несмешивающаяся с нефтью композиция, могут иметь профиль 706 закачивания, при этом нефть, вода и газ могут добываться из группы 704 вторых скважин, имеющих профиль 708 извлечения.
Водную текучую среду с низкой степенью минерализации и, необязательно, в последующем несмешивающуюся с нефтью композицию можно закачивать в группу 704 вторых скважин, а нефть, воду и газ можно добывать и выделять из группы 702 первых скважин. Как показано, водная текучая среда с низкой степенью минерализации и, необязательно, несмешивающаяся с нефтью композиция, могут иметь профиль 708 закачивания, при этом нефть, вода и газ могут добываться из группы 702 первых скважин, имеющих профиль 706 извлечения.
Группа 702 первых скважин может быть использована для закачивания водной текучей среды с низкой степенью минерализации и, необязательно, в последующем несмешивающейся с нефтью композиции, а группа 704 вторых скважин может быть использована для добычи нефти, воды и газа из пласта в течение первого промежутка времени; затем группа 704 вторых скважин может быть использована для закачивания водной текучей среды с низкой степенью минерализации и, необязательно, в последующем несмешивающейся с нефтью композиции, а группа 702 первых скважин может быть использована для добычи нефти, воды и газа из пласта в течение второго промежутка времени, где первый и второй промежутки времени составляют цикл. В некоторых вариантах, может быть проведено множество циклов, которые переключают попеременно группы 702 и 704 первых и вторых скважин между закачиванием водной текучей среды с низкой степенью минерализации и, необязательно, в последующем несмешивающейся с нефтью композиции, и добычей нефти, воды и газа из пласта, при этом одна группа скважин является закачивающей, а вторая группа скважин является добывающей в течение первого промежутка времени, а затем скважины переключаются в течение второго промежутка времени.
Для облегчения надлежащего понимания настоящего изобретения, приведен следующий пример определенных аспектов некоторых вариантов осуществления. Следующий пример никоим образом не следует рассматривать как ограничение или определение объема изобретения.
Пример
Определяли разделяющий эффект солевого раствора по сравнению с водой, имеющей низкую степень минерализации. Легкую сырую нефть (200 мл) из нефтеносного пласта эмульгировали с 200 мл воды из пласта, которая имеет общее содержание растворенных твердых веществ 6042 ч/млн и ионную силу 0,11 М. Образовавшуюся эмульсию разделили на две порции по 150 мл. Добавляли 75 мл воды с низкой степенью минерализации, имеющей содержание TDS 6042 ч/млн и ионную силу 0,11 М, в одну порцию эмульсии, и добавляли 75 мл солевого раствора, имеющего содержание TDS 77479 ч/млн и ионную силу 1,54 М, в другую порцию эмульсии. Порцию эмульсии с водой, имеющей низкую степень минерализации, разделяли на 2 образца, и порцию эмульсии с солевым раствором разделяли на 2 образца. Добавляли по 2 мл 1%-но раствора эмульгатора DROP в толуоле к одному образцу эмульсии с водой, имеющей низкую степень минерализации, и к одному образцу эмульсии с солевым раствором. Затем каждый образец перемешивали путем встряхивания. После встряхивания, каждый образец исследовали, чтобы определить время, необходимое для отделения нефтяной фазы от водной фазы. Результаты представлены на фигуре 12. Как показано на фигуре 12, для образца, содержащего солевой раствор и деэмульгатор, окончательное фазовое разделение достигается приблизительно в 5 раз быстрее, чем для образца, содержащего пластовую воду с низкой степенью минерализации и деэмульгатор, в то время как образец, содержащий пластовую воду с низкой степенью минерализации и солевой раствор без деэмульгатора, не удается разделить на отдельные фазы.
Настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения упомянутых целей и преимуществ, а также того, что представляет собой их сущность. Описанные выше конкретные варианты осуществления являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено на практике другим, но эквивалентным образом, что очевидно специалистам в этой области техники, которые ознакомились с описанием этого изобретения. Более того, отсутствуют какие-либо ограничения на детали сооружения или конструкции указанной в изобретении, кроме тех, что описаны ниже в формуле изобретения. Хотя устройства и способы описаны с использованием терминов "содержащий" или "включающий" различные компоненты или стадии, композиции и способы также могут "по существу состоять из" или "состоять из" различных компонентов и стадий. Всякий раз, когда указан численный диапазон с нижним и верхним пределами, конкретно раскрыто любое число и любой включенный диапазон, попадающий внутрь этого диапазона. В частности, следует понимать, что любой диапазон величин (в форме "от а до b," или, эквивалентно, "от а-b"), раскрытый в изобретении, формулирует любое число и диапазон, заключенный внутри более широкого диапазона величин. Всякий раз, когда указан численный диапазон, имеющий конкретно указанный только нижний предел, конкретно указанный только верхний предел, или конкретно указанный только нижний предел и конкретно указанный только верхний предел, этот диапазон также может включать любую численную величину "около" указанного нижнего предела и/или указанного верхнего предела. Кроме того, термины в формуле изобретения имеют простые, обычные значения, если патентообладателем однозначно и ясно не указано иное. Кроме того, единственное число элементов, используемое в формуле изобретения, означает один или несколько указанных элементов.