СИСТЕМА И СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ

1. Способ извлечения нефти, включающий:
обеспечение композиции для извлечения нефти, которая содержит по меньшей мере 15 мол. % диметилсульфида (ДМС), причем указанная композиция для извлечения нефти является смешиваемой при первом контакте с жидкофазной нефтью;
обеспечение водяного пара или горячей воды, имеющей температуру по меньшей мере 85°С;
совместное введение указанного водяного пара или горячей воды и указанной композиции для извлечения нефти внутрь подземного нефтеносного пласта, содержащего сырую нефть, которая имеет динамическую вязкость по меньшей мере 1000 мПа с (1000 сП) при 25°С и удельный вес в градусах API при 15,5°С (60°F) не более 20°, измеренный в соответствии со стандартом ASTM метод D 6822, причем указанная композиция для извлечения нефти составляет по меньшей мере 15 масс. % от объединенных водяного пара или горячей воды и композиции для извлечения нефти, которые вместе введены внутрь пласта;
контактирование водяного пара или горячей воды и композиции для извлечения нефти с нефтью в пласте; и
добычу нефти из пласта после введения водяного пара или горячей воды и композиции для извлечения нефти внутрь пласта.
2. Способ по п. 1, в котором водяной пар или горячую воду и композицию для извлечения нефти вводят внутрь пласта путем закачивания через первую скважину, простирающуюся внутрь пласта.
3. Способ по п. 1, в котором нефть добывают из пласта с помощью первой скважины.
4. Способ по п. 1, в котором нефть добывают из пласта с помощью второй скважины, простирающейся внутрь пласта.
5. Способ по п. 4, в котором вторая скважина расположена ниже первой скважины в пласте.
6. Способ по п. 1, в котором композиция для извлечения нефти содержит по меньшей мере 75 мол. % ДМС.
7. Способ по п. 1, в котором композиция для извлечения нефти дополнительно содержит одно или несколько соединений, выбранных из группы, состоящей из пентана, изопентана, 2-метил-2-бутена и изопрена.
8. Способ по любому из пп. 1-7, в котором водяной пар вводится по меньшей мере в течение первого периода времени и в течение второго периода времени, где второй период времени наступает после первого периода времени, причем водяной пар, обеспеченный для первого периода времени, имеет качество пара от 0,7 до 1,0, а водяной пар, обеспеченный для второго периода времени, имеет качество пара от 0,3 до меньше, чем 0,7, причем водяной пар, обеспеченный для первого периода времени, вводят внутрь пласта вместе с композицией для извлечения нефти в течение первого периода времени, а водяной пар, обеспеченный для второго периода времени, вводят внутрь пласта вместе с композицией для извлечения нефти в течение второго периода времени.
9. Система, содержащая:
композицию для извлечения нефти, содержащую по меньшей мере 15 мол. % диметилсульфида (ДМС), причем указанная композиция для извлечения нефти является смешиваемой при первом контакте с жидкофазной нефтью;
водяной пар или горячую воду, имеющую температур по меньшей мере 85°С;
подземный нефтеносный пласт, содержащий сырую нефть, имеющую вязкость по меньшей мере 1000 мПа с (1000 сП), при 25°С и удельный вес в градусах API при 15,5°С (60°F) не более 20°;
средство для совместного введения указанной композиции для извлечения нефти и указанного водяного пара или горячей воды внутрь пласта; и
средство для добычи нефти из пласта после введения композиции для извлечения нефти и водяного пара или горячей воды внутрь пласта.
10. Система по п. 9, в которой композиция для извлечения нефти дополнительно содержит одно или несколько соединений, выбранных из группы, состоящей из пентана, изопентана, 2-метил-2-бутена и изопрена.
11. Система по п. 9, в которой композиция для извлечения нефти содержит по меньшей мере 75 мол. % ДМС.
12. Система по п. 9, в которой средство для введения композиции для извлечения нефти внутрь пласта расположено в первой скважине, простирающейся внутрь пласта.
13. Система по п. 12, в которой средство для добычи нефти из пласта расположено в первой скважине, простирающейся внутрь пласта.
14. Система по п. 12, в которой средство для добычи нефти из пласта расположено во второй скважине, простирающейся внутрь пласта.
15. Система по п. 14, в котором вторая скважина расположена ниже первой скважины в пласте.
16. Система по любому из пп. 9-15, дополнительно содержащая кипятильник для получения водяного пара, причем указанный кипятильник при функционировании связан по текучей среде со средством для совместного введения композиции для извлечения нефти и водяного пара внутрь пласта.