СИСТЕМА И СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ
OIL RECOVERY SYSTEM AND METHOD

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к системе и способу извлечения нефти из подземного пласта, в частности, настоящее изобретение относится к способу повышения нефтеотдачи из подземного пласта.
Уровень техники
Во всем мире большое количество нефти находится в пластах, содержащих тяжелую нефть или битум. Без учета углеводородов в битуминозных сланцах, оценивается, что в естественном залегании находится от 1,3 до 1,5 триллионов кубометров (8-9 триллионов баррелей) тяжелой нефти и битума. Пласты, содержащие тяжелую нефть или битум, могут находиться на глубине от поверхности земли больше, чем 2000 м. Тяжелая нефть или битум в таких пластах, на глубине 75 м или больше, могут быть извлечены путем извлечения in situ, при этом скважины бурятся внутрь пласта, чтобы извлечь нефть.
Извлечение нефти in situ из пласта, содержащей тяжелую нефть или битум, обычно затрудняется вязкостью тяжелой нефти или битума. Обычно вязкость нефти в пласте, содержащем тяжелую нефть или битум, является достаточно большой, так что нефть с трудом течет к добывающей скважине.
Разработаны термические способы для извлечения нефти in situ из пласта, содержащего тяжелую нефть или битум, в которых вязкость нефти в пласте снижают за счет нагревания нефти в пласте, таким образом, нефть в пласте становится подвижной для добычи из пласта через скважину. Для обеспечения тепла в некоторых термических способах используют водяной пар для снижения вязкости нефти пласта, содержащего тяжелую нефть или битум. Обычными термическими способами, используемыми для снижения вязкости тяжелой нефти или битума в пласте, являются гравитационный дренаж с использованием пара (SAGD), циклическая паростимуляция (CSS), и вертикальное вытеснение паром (VSD) путем нагревания пласта паром, который вводится внутрь пласта.
1
8
Чтобы усилить мобилизацию нефти в пласте, содержащем тяжелую нефть или битум, для добычи из пласта были использованы растворители в комбинации с водяным паром. Углеводороды с низкой молекулярной массой были использованы в комбинации с водяным паром, чтобы снизить вязкость битума in situ и увеличить степень извлечения углеводородов из пласта, содержащего битум. Например, в патенте США №6662872 разработан способ снижения вязкости битума в пласте и увеличения степени извлечения из пласта путем совместной инжекции водяного пара и C-C нормальных углеводородов (например, метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан, гептан или октан), и в патенте США №6708759 разработан способ снижения вязкости битума в пласте и увеличения степени извлечения из пласта, который предусматривает, в частности, совместную инжекцию водяного пара и жидкого нефтяного конденсата, который содержит парафиновые углеводороды с низкой молекулярной массой. Углеводороды с большей молекулярной массой, в том числе ароматические углеводороды, также были использованы в комбинации с водяным паром для того, чтобы извлечь тяжелые вязкие масла, такие как битум, из пласта, содержащей нефть. Например, в патенте США №4280559 описан способ, в котором водяной пар вводится внутрь пласта, содержащей вязкую нефть, и извлекаются углеводороды, затем внутрь пласта вводится углеводородный растворитель, содержащий небольшую концентрацию парафиновых углеводородов с низкой молекулярной массой, которые предпочтительно представляют собой легкую нафту, бензин, и/или ароматические растворители, в том числе бензол, толуол, или ксилол, вводятся в пласт с последующей второй инжекцией водяного пара, и затем углеводороды извлекаются из пласта. Кроме того, в патенте США 3838738 раскрыто использование ароматических углеводородов, таких как бензол и толуол, в комбинации с водяным паром, чтобы извлечь битум из пласта, содержащей битум, путем введения водяного пара и ароматических углеводородов на пути движения текучих сред в пласте, между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной, при этом ароматические углеводороды испаряются на пути движения текучих сред и испарившиеся углеводороды конденсируются и смешиваются с битумом, таким образом, битум становится подвижным для добычи из пласта через эксплуатационную скважину. Другие растворители, такие как сероуглерод или галогенированные углеводороды, также были использованы в комбинации с водяным паром для того, чтобы сделать подвижными тяжелые вязкие масла, такие как битум in situ для добычи из пласта, содержащей тяжелые масла. Кроме того, в патенте США №3838738 описано, что сероуглерод может быть использован вместе с водяным паром, чтобы битум стал подвижным для добычи из пласта, содержащей битум, и в патенте США №3822748 описано, что сероуглерод или галогенированные углеводороды могут быть использованы в качестве текучих сред, смешивающихся с нефтью, вместе с водяным паром при температуре водяного пара ниже, чем 121°C (250°F), чтобы битум стал подвижным для добычи из пласта битуминозного песка.
Однако каждому из растворителей, которые были использованы в комбинации с водяным паром для того, чтобы сделать нефть подвижной для добычи, присущи определенные проблемы, когда они используются для извлечения нефти из пласта, содержащей тяжелую нефть или битум. Часть тяжелой нефти или битума, особенно асфальтеновая фракция тяжелой нефти или битума, не растворима в углеводородах, имеющих низкую молекулярную массу, в частности, в парафиновых и наиболее конкретно в нормальных парафинах или парафиновых углеводородах с низкой молекулярной массой. В результате, при использовании углеводородных растворителей, имеющих низкую молекулярную массу, в комбинации с водяным паром с целью извлечения нефти из пласта, содержащей тяжелую нефть или битум: 1) остается значительная часть нефти, которая не растворима в растворителе на месте в пласте, что снижает выход; и 2) потенциально блокирует мобилизацию извлекаемой нефти в пласте за счет осаждения асфальтенов внутри пласта. Более тяжелые углеводороды, такие как ароматические углеводороды, легкая нафта и бензин, лучше смешиваются с тяжелой нефтью и битумом и не осаждают асфальтены из тяжелой нефти или битума, при использовании в качестве растворителя в комбинации с водяным паром для того, чтобы извлечь нефть из пласта, содержащей тяжелую нефть или битум, однако, из-за более высокой температуры испарения таких углеводородов, требуется значительное количество энергии для отделения этих растворителей от добытой нефти. Экономически нецелесообразно использовать или углеводороды с низкой молекулярной массой, или более тяжелые углеводороды в качестве растворителя для использования в комбинации с водяным паром для мобилизации и извлечения нефти in situ из пласта, содержащего тяжелую нефть или битум, в связи с затратами и доступностью растворителей, особенно более тяжелых углеводородов.
Хотя сероуглерод смешивается с тяжелой нефтью или битумом, он практически не применим в комбинации с водяным паром для использования in situ для извлечения нефти из пласта, содержащей тяжелую нефть или битум, поскольку: 1) сероуглерод легко гидролизуется в присутствии водяного пара с образованием сероводорода и диоксида углерода, закисляя и делая кислым пласт и 2) плотность сероуглерода больше, чем у нефти и воды, и он уходит на дно пласта. Галогенированные углеводороды, также смешивающиеся с тяжелой нефтью и битумом, практически не применимы в комбинации с водяным паром in situ для извлечения нефти из пласта, содержащей тяжелую нефть или битум, поскольку галогенированные углеводороды отравляют катализаторы гидропереработки нефти, и поэтому, они должны быть полностью удалены из добытой нефти до ее переработки, и кроме того, галогенированные углеводороды вызывают мутации.
Следовательно, желательно разработать усовершенствованное устройство и способ извлечения нефти из пласта, содержащей тяжелую нефть или битум.
Раскрытие изобретения
В одном аспекте, настоящее изобретение относится к способу добычи нефти, который включает в себя:
обеспечение композиции для извлечения нефти, которая содержит по меньшей мере 15 мол.% диметилсульфида, 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 80°C;
введение указанного водяного пара или горячей воды вместе с указанной композицией для извлечения нефти внутрь подземного нефтеносного пласта, содержащего сырую нефть, имеющую динамическую вязкость по меньшей мере 1000 мПа⋅с (1000 сП) при 25°C и удельный вес в градусах API при 15,5°C (60°F) не более 20°С, измеренные в соответствии со стандартом ASTM D6822, причем указанная композиция для извлечения нефти составляет по меньшей мере 15 мас.% от объединенных водяного пара и композиции для извлечения нефти, введенных вместе внутрь пласта;
контактирование указанного водяного пара или горячей воды и указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в пласте; и
добычу нефти из пласта после введения указанного водяного пара или горячей воды и указанной композиции для извлечения нефти внутрь пласта.
В другом аспекте, настоящее изобретение относится к системе, содержащей:
композицию для извлечения нефти, содержащую по меньшей мере 15 мол.% диметилсульфида, причем указанная композиция для извлечения нефти является смешиваемой при первом контакте с жидкофазной нефтью;
водяной пар или горячую воду, имеющую температуру по меньшей мере 80°C;
средство для совместного введения указанной композиции для извлечения нефти и указанного водяного пара или горячей воды внутрь подземного нефтеносного пласта, содержащего нефть, имеющего 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°С; и
средство для добычи нефти из подземного нефтеносного пласта после введения указанной композиции для извлечения нефти и указанного водяного пара или горячей воды внутрь пласта.
Краткое описание чертежей
На фигурах чертежей изображен один или несколько вариантов осуществления в соответствии с настоящим изобретением, только для примера, но не с целью ограничения. На фигурах одинаковые номера позиций относятся к одинаковым или подобным элементам.
Фигура 1 иллюстрирует систему добычи нефти, которая может быть использована для практического осуществления способа настоящего изобретения.
Фигура 2 иллюстрирует систему добычи нефти, которая может быть использована для практического осуществления способа настоящего изобретения.
Фигура 3 иллюстрирует технологическое оборудование, которое может быть использовано для практического осуществления способа настоящего изобретения.
Фигура 4 иллюстрирует систему добычи нефти, которая может быть использована для практического осуществления способа настоящего изобретения, с представлением композиции для извлечения нефти, которую вводят внутрь нефтеносного пласта.
Фигура 5 иллюстрирует систему добычи нефти, которая может быть использована для практического осуществления способа настоящего изобретения, с представлением добычи нефти из пласта.
Фигура 6 иллюстрирует систему добычи нефти, которая может быть использована для практического осуществления способа настоящего изобретения.
Фигура 7 представляет собой график, демонстрирующий извлечение нефти из нефтеносного песка при 30°C с использованием различных растворителей.
Фигура 8 представляет собой график, демонстрирующий извлечение нефти из нефтеносного песка при 10°C с использованием различных растворителей.
Фигура 9 представляет собой график, демонстрирующий эффект снижения вязкости Западноафриканской парафинистой сырой нефти при увеличении концентрации диметилсульфида.
Фигура 10 представляет собой график, демонстрирующий эффект снижения вязкости Ближневосточной асфальтеновой сырой нефти при увеличении концентрации диметилсульфида.
Фигура 11 представляет собой график, демонстрирующий эффект снижения вязкости Канадской асфальтеновой сырой нефти при увеличении концентрации диметилсульфида.
Осуществление изобретения
Настоящее изобретение относится к способу и системе для повышения нефтеотдачи из подземного нефтеносного пласта, содержащего тяжелую нефть, сверхтяжелую нефть, или битум, с использованием водяного пара или горячей воды и композиции для извлечения нефти, содержащей по меньшей мере 15 мол.% диметилсульфида, где указанную композицию для извлечения нефти вводят внутрь пласта вместе с водяным паром или горячей водой. Указанная композиция для извлечения нефти является смешиваемой при первом контакте с жидкофазной нефтью и, в частности, является смешиваемой при первом контакте с нефтью в подземном нефтеносном пласте.
Водяной пар или горячая вода, введенные внутрь пласта, обеспечивают тепло для пласта, делая нефть в пласте менее вязкой. Композиция для извлечения нефти может иметь очень низкую вязкость, так что, при введении композиции для извлечения нефти внутрь пласта с водяным паром или горячей водой, смешивающаяся композиция для извлечения нефти может полностью смешаться с нефтью, с которой она контактирует, с образованием смеси, имеющей значительно сниженную вязкость по сравнению с нефтью, первоначально находящейся в пласте. Композиция для извлечения нефти может испаряться внутри пласта за счет тепла, обеспечиваемого водяным паром или горячей водой, которые вводятся внутрь пласта с указанной композицией для извлечения нефти, так что композиция для извлечения нефти может проникать сквозь пласт, чтобы контактировать с нефтью в пласте и мобилизовать нефть при конденсации и смешивании с нефтью путем снижения вязкости нефти. Смесь с пониженной вязкостью может мобилизоваться для движения через подземный пласт, при этом мобилизированная смесь может добываться из пласта, таким образом, нефть извлекается из пласта.
Диметилсульфид (также называемый в изобретении "ДМС") в композиции для извлечения нефти является особенно эффективным растворителем для придания подвижности вязкой нефти в пласте, когда он вводится в пласт вместе с водяным паром или горячей водой. ДМС обладает относительно низкой температурой испарения и может испаряться при введении ДМС и водяного пара или горячей воды внутрь пласта. ДМС является смешиваемым со всеми компонентами нефти, в том числе с парафинами с низкой молекулярной массой, остатками и асфальтенами и не осаждает компоненты нефти при контактировании с нефтью, так что из пласта могут быть извлечены все компоненты нефти. ДМС не ухудшает проницаемость пласта за счет осаждения компонентов нефти. ДМС может быть добыт с добытой нефтью и может быть легко извлечен из добытой нефти, благодаря низкой температуре испарения ДМС. Кроме того, в отличие от сероуглерода, ДМС не подвержен гидролизу при температуре, при которой комбинация водяного пара или горячей воды и ДМС может подаваться в пласт или при температуре внутри пласта. Кроме того, ДМС является сравнительно нетоксичным.
Некоторые термины, использованные в описании, определяются следующим образом:
"Удельный вес в градусах API", использованный в описании, относится к удельному весу в градусах API при 15,5°C (60°F), как определено в стандарте ASTM метод D6822.
Термин "асфальтены", использованный в описании, означает углеводороды, которые не растворяются в н-гептане и растворимы в толуоле при стандартной температуре и давлении.
Термин "при функционировании сообщающийся по текучей среде или при функционировании связанный по текучей среде", использованный в описании, означает соединение двух или больше элементов, где элементы непосредственно или косвенно соединены, чтобы обеспечить непосредственный или косвенный поток текучей среды между элементами. Термин "поток текучей среды", использованный в этом определении, относится к потоку газа или жидкости; термин "непосредственный поток текучей среды", использованный в этом определении, означает, что поток жидкости или газа между двумя указанными элементами течет прямо между двумя указанными элементами; и термин "косвенный поток текучей среды", использованный в этом определении, означает, что поток жидкости или газа между двумя указанными элементами может быть направлен через один или несколько дополнительных элементов, чтобы изменить один или несколько параметров жидкости или газа, когда жидкость или газ текут между двумя указанными элементами. Параметры жидкости или газа, которые могут изменяться в косвенном потоке текучей среды, включают физические характеристики, такие как температура или давление газа или жидкости; состояние текучей среды между жидкостью и газом; и/или состав газа или жидкости. В термине "косвенный поток текучей среды", определенном в изобретении, исключаются изменения состава газа или жидкости между двумя указанными элементами за счет химической реакции, например, окисление или восстановление одного или нескольких компонентов жидкости или газа.
Термин "смешиваемый", использованный в описании, определяется как способность двух или больше веществ, композиций или жидкостей смешиваться в любых соотношениях, без разделения на две или больше фаз.
Термин "нефть", использованный в описании, определяется как смесь углеводородов естественного происхождения, обычно в жидком состоянии, которая также может включать соединения серы, азота, кислорода и металлы.
Использованный в описании термин "остаток" относится к компонентам нефти, которые имеют диапазон распределения температур кипения выше 538°C (1000°F), как определено в стандарте ASTM метод D7169.
Композиция для извлечения нефти, предложенная для использования в способе или системе настоящего изобретения, содержит по меньшей мере 15 мол.% диметилсульфида. Композиция для извлечения нефти может содержать по меньшей мере 20 мол.%, или по меньшей мере 30 мол.%, или по меньшей мере 50 мол.%, или по меньшей мере 75 мол.%, или по меньшей мере 90 мол.%, или, по меньшей мере 99 мол.% диметилсульфида. Композиция для извлечения нефти может по существу состоять из диметилсульфида, или может состоять из диметилсульфида.
Композиция для извлечения нефти, предложенная для использования в способе или системе настоящего изобретения, может содержать один или несколько сорастворителей, которые образуют смесь с диметилсульфидом в композиции для извлечения нефти. Один или несколько сорастворителей могут представлять собой соединения, которые образуют азеотропную смесь с диметилсульфидом. Один или несколько сорастворителей могут представлять собой соединения, которые извлекаются из пласта при добыче нефти и композиции для извлечения нефти из пласта, и отделяются от нефти при выделении ДМС из нефти, например, соединения, которые имеют температуру испарения близкую или равную температуре испарения ДМС, и особенно соединения, которые образуют азеотропную смесь с ДМС, которые извлекаются из пласта и выделяется вместе с ДМС из нефти, добытой из пласта. Соединения сорастворителей, которые могут образовать азеотропную смесь с ДМС и которые могут находиться в композиции для извлечения нефти, представляют собой пентан, изопентан, 2-метил-2-бутен и изопрен. Композиция для извлечения нефти может содержать по меньшей мере 15 мол.% ДМС и одно или несколько соединений, выбранных из группы, состоящей из пентана, изопентана, 2-метил-2-бутена и изопрена.
3
8
Менее предпочтительно, композиция для извлечения нефти также может содержать одно или несколько других соединений сорастворителей, которые не образуют азеотропные смеси с ДМС. Один или несколько других сорастворителей также могут быть выбраны из группы, состоящей из о-ксилола, толуола, сероуглерода, дихлорметана, трихлорметана, C-C алифатических и ароматических углеводородов, конденсатов природного газа, сероводорода, дизельного топлива, нафты-растворителя, асфальтеновых растворителей, керосина и диметилового эфира.
3
8
Композиция для извлечения нефти, предложенная для использования в способе или системе настоящего изобретения является смешиваемой при первом контакте с жидкими нефтяными композициями, предпочтительно, любой жидкой нефтяной композицией. В жидкой фазе или в газовой фазе, композиция для извлечения нефти может быть смешиваемой при первом контакте по существу со всеми сырыми нефтями, в том числе с контакте в жидкой фазе или в газовой фазе с нефтью в нефтеносном пласте. Композиция для извлечения нефти может быть смешиваемой при первом контакте с углеводородной композицией, например, с жидкофазной нефтью, которая содержит по меньшей мере 25 мас.%, или по меньшей мере 30 мас.%, или по меньшей мере 35 мас.%, или по меньшей мере 40 мас.% остатка. Композиция для извлечения нефти может быть смешиваемой при первом контакте с жидкофазным остатком и жидкофазными асфальтенами в углеводородной композиции. Кроме того, композиция для извлечения нефти может быть смешиваемой при первом контакте с C-C алифатическими и ароматическими углеводородами, которые содержат меньше, чем 5 мас.% кислорода, меньше, чем 10 мас.% серы, и меньше, чем 5 мас.% азота.
Композиция для извлечения нефти может быть смешиваемой при первом контакте с нефтью, имеющей умеренно высокую или высокую вязкость. Композиция для извлечения нефти может быть смешиваемой при первом контакте с нефтью, имеющей динамическую вязкость по меньшей мере 1000 мПа⋅с (1000 сП), или по меньшей мере 5000 мПа⋅с (5000 сП), или по меньшей мере 10000 мПа⋅с (10000 сП), или по меньшей мере 50000 мПа⋅с (50000 сП), или по меньшей мере 100000 мПа⋅с (100000 сП), или по меньшей мере 500000 мПа⋅с (500000 сП) при 25°С.Композиция для извлечения нефти может быть смешиваемой при первом контакте с нефтью, имеющей динамическую вязкость от 1000 мПа⋅с (1000 сП) до 5000000 мПа⋅с (5000000 сП), или от 5000 мПа⋅с (5000 сП) до 1000000 мПа⋅с (1000000 сП), или от 10000 мПа⋅с (10000 сП) до 500000 мПа⋅с (500000 сП), или от 50000 мПа⋅с (50000 сП) до 100000 мПа⋅с (100000 сП) при 25°C.
Композиция для извлечения нефти, предложенная для использования в способе или системе настоящего изобретения предпочтительно имеет низкую вязкость. Композиция для извлечения нефти может быть текучей средой, имеющей динамическую вязкость не более 0,35 мПа⋅с (0,35 сП), или не более 0,3 мПа⋅с (0,3 сП), или не более 0,285 мПа⋅с (0,285 сП) при температуре 25°C.
3
3
Композиция для извлечения нефти, предложенная для использования в способе или системе настоящего изобретения, предпочтительно имеет относительно низкую плотность. Композиция для извлечения нефти может иметь плотность не более 0,9 г/см, или не более 0,85 г/см при 20°C.
Композиция для извлечения нефти, предложенная для использования в способе или системе настоящего изобретения может иметь относительно высокую плотность энергии когезии. Композиция для извлечения нефти, предложенная для использования в способе или системе настоящего изобретения может иметь плотность энергии когезии по меньшей мере 1255 Па, или по меньшей мере 1340 Па.
50
50
50
50
Композиция для извлечения нефти, предложенная для использования в способе или системе настоящего изобретения предпочтительно является относительно нетоксичной или является нетоксичной. Композиция для извлечения нефти может иметь водную токсичность LC (50% летальной концентрации, радужная форель) больше, чем 200 мг/л за 96 ч. Композиция для извлечения нефти может иметь острую оральную токсичность LD (мышь и крыса) от 535 до 3700 мг/кг, острую кожную токсичность LD (кролик) больше 5000 мг/кг, и острую ингаляционную токсичность LC (крыса) 40250 ppm за 4 ч.
В способе настоящего изобретения композицию для извлечения нефти вводят вместе с водяным паром или горячей водой, имеющей температуру по меньшей мере 80°C, внутрь подземного нефтеносного пласта, а система настоящего изобретения включает в себя подземный нефтеносный пласт. Подземный нефтеносный пласт содержит сырую нефть и может содержать неконсолидированный песок, горную поду, минералы и воду. Подземный нефтеносный пласт располагается ниже перекрывающей породы, которая может простираться от земной поверхности до нефтеносного пласта. Подземный нефтеносный пласт может находиться на глубине по меньшей мере 75 м, или по меньшей мере 100 м, или по меньшей мере 500 м, или по меньшей мере 1000 м, или по меньшей мере 1500 м ниже поверхности земли. Подземный нефтеносный пласт может иметь проницаемость от 0,00001 до 15 ед. Дарси, или от 0,001 до 5 ед. Дарси, или от 0,01 до 1 ед. Дарси. Подземный пласт может быть подводным пластом.
Подземный нефтеносный пласт содержит нефть, которую можно отделить и добыть из пласта после контактирования и смешивания с композицией для извлечения нефти. Сырая нефть нефтеносного пласта является смешиваемой при первом контакте с композицией для извлечения нефти под давлением пласта и в температурных условиях, которые создаются, когда композиция для извлечения нефти вводится в пласт с водяным паром или горячей водой, и кроме того, является смешиваемой при первом контакте с композицией для извлечения нефти в условиях стандартной температуры и давления. Сырая нефть нефтеносного пласта представляет собой тяжелую нефть, сверхтяжелую нефть или битум. Тяжелая нефть имеет удельный вес в градусах API не более 20°С. Обычно сверхтяжелая нефть или битум имеют удельный вес в градусах API не более 10°С.
До введения композиции для извлечения нефти и водяного пара или горячей воды в подземный нефтеносный пласт, сырая нефть, содержащаяся в пласте, имеет динамическую вязкость в температурных условиях пласта (конкретно при температуре внутри температурного диапазона в пласте) по меньшей мере 1000 мПа⋅с (1000 сП). Сырая нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может иметь динамическую вязкость в температурных условиях пласта по меньшей мере 5000 мПа⋅с (5000 сП), или по меньшей мере 10000 мПа⋅с (10000 сП), или по меньшей мере 20000 мПа⋅с (20000 сП) или по меньшей мере 50000 мПа⋅с (50000 сП), или по меньшей мере 100000 мПа⋅с. Сырая нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может иметь вязкость от 1000 до 10000000 мПа⋅с (1000-10000000 сП), или от 5000 до 1000000 мПа⋅с (5000-1000000 сП), или от 10000 до 500000 мПа⋅с (10000-500000 сП) в температурных условиях пласта. Сырая нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, имеет динамическую вязкость по меньшей мере 1000 мПа⋅с (1000 сП) при 25°C, и может иметь динамическую вязкость при 25°C по меньшей мере 5000 мПа⋅с (5000 сП), или по меньшей мере 10000 мПа⋅с (10000 сП), или по меньшей мере 20000 мПа⋅с (20000 сП), или по меньшей мере 50000 мПа⋅с (50000 сП), или по меньшей мере 100000 мПа⋅с (100000 сП). В варианте осуществления способа и системы настоящего изобретения, вязкость сырой нефти, содержащейся в нефтеносном пласте по меньшей мере частично или в значительной степени определяет подвижность по меньшей мере части нефти в пласте.
Сырая нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может содержать значительное количество высокомолекулярных углеводородов. Сырая нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может содержать по меньшей мере 25 мас.%, или по меньшей мере 30 мас.%, или по меньшей мере 35 мас.%, или по меньшей мере 40 мас.% углеводородов, имеющих точку кипения по меньшей мере 538°C (1000°F), которая определяется в соответствии со стандартом ASTM метод D7169. Сырая нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может иметь содержание асфальтенов по меньшей мере 1 мас.%, или по меньшей мере 5 мас.%, или по меньшей мере 10 мас.%.
Подземный нефтеносный пласт может дополнительно содержать песок и воду. Песок может быть не консолидированным песком, смешанным с нефтью и водой в пласте. Сырая нефть может содержать от 1 мас.% до 20 мас.% смеси нефть/песок/вода; песок может составлять от 80 мас.% до 85 мас.% от смеси нефть/песок/вода; и вода может составлять от 1 мас.% до 20 мас.% от смеси нефть/песок/вода. Песок может быть покрыт слоем воды с нефтью, находящейся в пустотах вокруг смоченных песчаных гранул. Кроме того, подземный нефтеносный пласт может содержать небольшой объем газа, такого как метан или воздух.
Теперь рассмотрим фигуры 1 и 2, где показаны системы 100 для добычи нефти, которые могут быть использованы для практического осуществления одного или нескольких вариантов способа настоящего изобретения, выполняемого в режиме гравитационного дренажа с использованием пара (SAGD). Система 100 для добычи нефти включает нефтеносный пласт 105, который может содержать нефтеносные участки 104, 106 и 108, расположенные ниже перекрывающей породы 102. Система 100 для добычи нефти может включать первую скважину 132, через которую может вводиться композиция для извлечения нефти, или ее компоненты, вместе с водяным паром, внутрь пласта 105, и вторую скважину 112, из которой может добываться нефть, вода и по меньшей мере часть композиции для извлечения нефти. Система для добычи нефти также может включать оборудование 116 для хранения воды, оборудование 130 для хранения композиции для извлечения нефти и оборудование 134 для хранения нефти.
Кроме того, система 100 для добычи нефти может включать технологическое оборудование 110. Это "технологическое оборудование 110 может включать систему 120 для обработки воды и установку 122 разделения. Теперь рассмотрим фигуру 3, где система 120 для обработки воды может включать установку 202 очистки воды, содержащую один или несколько фильтров 204 для улавливания твердых частиц, которые могут включать ультрафильтрационную мембрану; одну или несколько установок 206 ионной фильтрации, такую как нанофильтрационная мембранная установка и/или установка обратного осмоса; и/или одну или несколько систем 208 ионного обмена для удаления ионов из воды. Исходная вода может поступать в установку 202 для очистки воды по трубопроводу 212 и проходить через фильтры 204 для улавливания твердых частиц с целью удаления взвешенных твердых частиц из исходной воды, и затем вода проходит через установку 206 ионной фильтрации и/или систему 208 ионного обмена для удаления из воды ионов, особенно многовалентных катионов и сульфатных ионов. Кроме того, система обработки воды может содержать кипятильник 210, который при функционировании сообщается по текучей среде с установкой 202 очистки воды с помощью трубопровода 214, с целью приема очищенной воды из установки очистки воды. Кипятильник 210 может быть выполнен с возможностью получать высококачественный водяной пар, имеющий качество пара от 0,7 до 1,0, или получать низкокачественный водяной пар, имеющий качество пара от больше, чем 0,3 до меньше, чем 0,7, из очищенной воды, полученной с помощью установки очистки воды, причем указанный водяной пар может экспортироваться из системы 120 для обработки воды по трубопроводу 216.
Установка 122 разделения в технологическом оборудовании 110 может быть выполнена с возможностью разделения нефти, воды и по меньшей мере части композиции для извлечения нефти, добытой из пласта. Установка 122 разделения может содержать сосуд 230 для сепарации воды и установку 232 однократного испарения или дистилляции. Сосуд 230 для сепарации воды установки 122 разделения может при функционировании сообщаться по текучей среде со второй скважиной с помощью трубопровода 234, чтобы принимать нефть, воду и композицию для извлечения нефти, добытые из пласта с помощью второй скважины. Добытая нефть и добытая композиция для извлечения нефти могут быть отделены от полученной воды в сосуде 230 для сепарации воды, где отделенная добытая вода может экспортироваться из сосуда для сепарации воды и установки 122 разделения с помощью трубопровода 244. В сосуд для сепарации воды могут быть поданы вспомогательные средства разделения нефти/воды, такие как деэмульгатор и/или соляной раствор, через входной патрубок 240, чтобы облегчить отделение добытой нефти и добытой композиции для извлечения нефти от добытой воды. Добытая нефть и добытая композиция для извлечения нефти могут подаваться из сосуда 230 для сепарации воды в установку 232 однократного испарения или дистилляции по трубопроводу 238. Добытая композиция для извлечения нефти может быть отделена от добытой нефти в установке однократного испарения или дистилляции, причем установка однократного испарения или дистилляции может эксплуатироваться при температуре от 40 до 80°C и/или при пониженном давлении от 0,01 до 0,09 МПа, чтобы отделить композицию для извлечения нефти от добытой нефти. Полученная композиция для извлечения нефти может включать компоненты добытой нефти, которые имеют точку кипения равную или близкую к температуре кипения ДМС, или которые образуют азеотропную смесь с ДМС, как описано выше. Добытая нефть может экспортироваться из установки 232 однократного испарения или дистилляции и установки 122 разделения по трубопроводу 242, и полученная композиция для извлечения нефти может экспортироваться из установки 232 однократного испарения или дистилляции и установки 122 разделения через трубопровод 236.
Рассмотрим снова фигуры 1 и 2, где первая скважина 132 и вторая скважина 112 простираются от поверхности 140 в один или несколько нефтеносных участков 104, 106, и 108 подземного нефтеносного пласта 105. Находящаяся под поверхностью часть 142 первой скважины 132 и находящаяся под поверхностью часть 144 второй скважины 112 могут проходить через один или несколько нефтеносных участков пласта 105. Находящаяся под поверхностью часть 144 второй, добывающей, скважины 112 может быть расположена ниже находящейся под поверхностью части 142 первой, нагнетательной, скважины 132. Находящиеся под поверхностью части 142 и 144 первой и второй скважин 132 и 112, соответственно, могут быть расположены перпендикулярно участкам 146 и 148 первой и второй скважин 132 и 112, соответственно, которые простираются от поверхности 140 до соответствующих частей 142 и 144 скважин, находящихся под поверхностью. Находящаяся под поверхностью часть 142 первой скважины 132 и находящаяся под поверхностью часть 144 второй скважины 112 могут простираться горизонтально сквозь пласт, и горизонтально простирающаяся находящаяся под поверхностью часть 144 второй скважины 112 может простираться по существу параллельно к (и ниже) горизонтально простирающейся находящейся под поверхностью части 142 первой скважины 132.
Вертикальный промежуток между горизонтальной находящейся под поверхностью частью 142 первой скважины 132 и горизонтальной находящейся под поверхностью частью 144 второй скважины 112 может составлять от 2 метров до 150 метров, или от 5 метров до 100 метров. Горизонтальная, находящаяся под поверхностью часть 142 первой скважины 132 и горизонтальная, находящаяся под поверхностью часть 144 второй скважины 112 могут иметь длину от 25 метров до 2000 метров, или от 50 метров до 1000 метров, или от 100 метров до 500 метров. Предпочтительно, горизонтальная, находящаяся под поверхностью часть 144 второй скважины 112 имеет такую же длину (или больше), что и горизонтальная, находящаяся под поверхностью часть 142 первой скважины 132.
Как показано на фигуре 1, носочный участок 150 находящейся под поверхностью части 142 первой скважины 132 может быть выровнен с пяточным участком 152 находящейся под поверхностью части 144 второй скважины. В качестве альтернативы, как показано на фигуре 2, пяточный участок 154 находящейся под поверхностью части 142 первой скважины 132 может быть выровнен с пяточным участком 152 находящейся под поверхностью части 144 второй скважины 112. Обратимся снова к фигурам 1 и 2: хотя скважины 132 и 112 показаны с крутым переходом под прямым углом от вертикали к горизонтали, в некоторых вариантах осуществления скважины 132 и 112 могут иметь плавный переход от вертикали к отклонению от горизонтали, например по радиусу плавной кривой.
Обратимся теперь к фигурам 1, 2 и 3, где в способе настоящего изобретения композицию для извлечения нефти, содержащую по меньшей мере 15 мол.% ДМС, вводят в один или несколько нефтеносных участков 104, 106, или 108 нефтеносного пласта 105, содержащего тяжелую нефть или битум, через первую нагнетательную скважину 132 вместе с водяным паром. Композиция для извлечения нефти и водяной пар могут вводиться в пласт путем закачивания композиции для извлечения нефти и водяного пара внутрь пласта 105 через одно или несколько отверстий в первой скважине 132. Композиция для извлечения нефти может подаваться в первую скважину 132 для введения внутрь пласта из оборудования 130 для хранения композиции для извлечения нефти, которое при функционировании связано по текучей среде с первой скважиной с помощью трубопровода 129, чтобы обеспечить подачу композиции для извлечения нефти в первую скважину. Водяной пар может подаваться в первую скважину 132 для введения в пласт вместе с композицией для извлечения нефти путем подачи исходной воды из оборудования 116 для хранения воды в установку 120 для обработки воды технологического оборудования 110 по трубопроводу 212, где из исходной воды удаляются твердые частицы и ионы в установке очистки воды 202, в кипятильнике 210 образуется водяной пар из очищенной воды, и водяной пар подается в первую скважину по трубопроводу 216.
Композиция для извлечения нефти вводится в пласт вместе с водяным паром, причем композиция для извлечения нефти составляет по меньшей мере 5 мас.% от общей массы объединенной композиции для извлечения нефти и водяного пара, введенных вместе внутрь пласта. Композиция для извлечения нефти может составлять по меньшей мере 15 мас.%, или по меньшей мере 20 мас.%, или от 5 до 80 мас.%), или от 10 до 75 мас.% от общей массы объединенной композиции для извлечения нефти и водяного пара, введенных вместе внутрь пласта. Внутрь пласта вместе с композицией для извлечения нефти необходимо вводить такое количество водяного пара, которое достаточно, чтобы испарить по меньшей мере часть ДМС в композиции для извлечения нефти, или обеспечить достаточное количество тепла, чтобы по меньшей мере часть ДМС в композиции для извлечения нефти перешла в сверхкритическое состояние. Можно вводить достаточное количество водяного пара в пласт, чтобы нагреть часть пласта и, таким образом, снизить вязкость части нефти в пласте, причем тепло, поступающее с водяным паром, может быть физической теплотой и скрытой теплотой фазового перехода.
Композицию для извлечения нефти и водяной пар можно совместно закачивать в пласт 105 через находящуюся под поверхностью часть 142 первой скважины 132. Находящаяся под поверхностью часть 142 первой скважины 132 может иметь перфорации или отверстия по длине участка 142, через которые можно вводить композицию для извлечения нефти и водяной пар внутрь пласта.
Композицию для извлечения нефти и водяной пар можно закачивать внутрь пласта 105 под давлением, достаточным для закачивания композиции для извлечения нефти и водяного пара внутрь пласта. Композицию для извлечения нефти и водяной пар можно закачивать внутрь пласта под давлением выше исходного давления пласта в точке закачивания, причем композицию можно закачивать под давлением в диапазоне от немного выше исходного давления пласта до критического давления водяного пара (22,1 МПа) или до критического давления ДМС (5,7 МПа).
Композицию для извлечения нефти и водяной пар можно закачивать внутрь пласта 105 при температуре, достаточной для испарения ДМС или для перехода ДМС в сверхкритическое состояние при мгновенном давлении в пласте, причем температура объединенной композиции для извлечения нефти и водяного пара может регулироваться за счет регулирования температуры водяного пара. Температура водяного пара может регулироваться путем получения водяного пара с заданной температурой из кипятильника, как известно из уровня техники. Температура водяного пара может регулироваться от 100 до 350°C, или от 200 до 300°C, или не более 300°C, или не более 250°C, или не более 225°C.
Температуру и давление объединенной композиции для извлечения нефти и водяного пара, введенной в пласт, можно регулировать таким образом, что ДМС в композиции для извлечения нефти может вводиться внутрь пласта в виде пара или сверхкритической текучей среды в соответствии с температурой и давлением на фазовой диаграмме ДМС, известной из уровня техники. ДМС может вводиться в пласт в виде пара, чтобы повысить проникновение композиции для извлечения нефти внутрь пласта, или ДМС может вводиться в пласт в виде сверхкритической текучей среды, чтобы улучшить охват распространения композиции для извлечения нефти по пласту.
При закачивании композиции для извлечения нефти и водяного пара внутрь пласта 105, композиция для извлечения нефти и водяной пар могут контактировать с нефтью в пласте. Контактирование композиции для извлечения нефти и водяного пара с нефтью в пласте может снизить вязкость нефти путем нагревания нефти за счет физической теплоты и скрытой теплоты фазового перехода при конденсации водяного пара и за счет контактирования и смешивания ДМС с нефтью, чтобы снизить вязкости нефти.
Нефть в пласте может стать подвижной для добычи за счет контакта с композицией для извлечения нефти и водяным паром, введенными внутрь пласта. Снижение вязкости нефти за счет теплообмена с водяным паром и/или путем смешивания с композицией для извлечения нефти, в частности, с ДМС, может сделать подвижной нефть, вступившую в контакт с водяным паром и композицией для извлечения нефти, по сравнению с нефтью, первоначально присутствующей в пласте. Мобилизованная нефть с пониженной вязкостью может быть высвобождена, чтобы опускаться по направлению ко второй, эксплуатационной, скважине 112, из которой мобилизованную нефть можно добыть из пласта. Часть композиции для извлечения нефти, включая ДМС, также может быть добыта из пласта в виде смеси с мобилизованной нефтью.
В одном варианте осуществления способа настоящего изобретения, водяной пар, или комбинация водяного пара и композиции для извлечения нефти, могут вводиться внутрь пласта с образованием паровой камеры 170 в пласте 105, и после формирования паровой камеры, композицию для извлечения нефти и водяной пар можно вводить в пласт через паровую камеру, чтобы сделать нефть подвижной и извлечь ее из пласта. Паровая камера может сформироваться путем введения водяного пара, или композиции для извлечения нефти вместе с водяным паром, внутрь пласта через первую скважину 132 и вторую скважину 112. Водяной пар, полученный в системе обработки воды с целью введения внутрь пласта, с образованием паровой камеры, предпочтительно представляет собой высококачественный пар, имеющий качество пара от 0,7 до 1,0, предпочтительно от 0,85 до 1,0, чтобы обеспечить значительное количество термической энергии в пласте с целью снижения вязкости нефти в пласте, вблизи первой и второй скважин. Водяной пар, необязательно закаченный вместе с композицией для извлечения нефти, снижает вязкость нефти в непосредственной близости к первой скважине 132 и второй скважине 112. Можно прекратить закачивание из второй скважины 112, и из второй скважины можно добывать подвижную нефть с пониженной вязкостью. Водяной пар и необязательно композицию для извлечения нефти снова можно ввести через вторую скважину 112, после извлечения подвижной нефти, чтобы снизить вязкость и увеличить количество подвижной нефти в пласте, и затем дополнительное количество подвижной нефти с пониженной вязкостью можно извлечь из второй скважины. Введение водяного пара, необязательно вместе с композицией для извлечения нефти, через первую и вторую скважины 132 и 112 и добычу подвижной нефти из второй скважины можно продолжать таким образом, пока в пласте образуется паровая камера 170. После этого композицию для извлечения нефти и водяной пар можно вводить вместе внутрь пласта через первую скважину 132, при этом можно добывать подвижную нефть из второй скважины.
Температуру и давление объединенной композиции для извлечения нефти и водяного пара, которые закачиваются внутрь паровой камеры 170 через первую скважину, можно регулировать, чтобы обеспечить подачу ДМС в композиции для извлечения нефти в пласт в паровой фазе, с обеспечением водяного пара, имеющего качество пара от 0,7 до 1,0, из системы обработки воды для введения в пласт в виде высококачественного водяного пара. Этот высококачественный водяной пар может по существу проходить через паровую камеру 170 в виде пара и конденсироваться на поверхности раздела нефть/паровая камера на краю паровой камеры, передавая скрытую теплоту конденсации водяного пара нефти на границе паровой камеры, и таким образом, мобилизуя нефть. Кроме того, ДМС из композиции для извлечения нефти может по существу проходить через паровую камеру в виде паров и проходить через границу паровой камеры, чтобы конденсироваться и смешаться с нефтью вне паровой камеры, и таким образом, снижая вязкость и улучшая подвижность нефти. Нефть, мобилизованная водяным паром и за счет смешения с композицией для извлечения нефти, может падать через пласт для добычи из пласта через вторую скважину, расширяя паровую камеру и освобождая больше нефти для добычи путем контактирования с водяным паром и композицией для извлечения нефти.
Кроме того, способ настоящего изобретения может включать формирование паровой камеры 170 в пласте 105; введение композиции для извлечения нефти вместе с водяным паром внутрь паровой камеры 170; и извлечение остаточной нефти из паровой камеры после введения композиции для извлечения нефти вместе с водяным паром в паровую камеру. Паровая камера 170 может быть сформирована путем введения водяного пара или комбинации водяного пара и композиции для извлечения нефти внутрь пласта, как описано выше в течение первого периода времени. Полученная паровая камера содержит пониженное количество нефти внутри ("остаточная нефть") относительно количества нефти, присутствующей в пласте на границе паровой камеры и участка пласта за пределами паровой камеры.
Композиция для извлечения нефти вместе с водяным паром может быть закачена внутрь паровой камеры 170 через находящуюся под поверхностью часть 142 первой скважины 132 в течение второго периода времени, причем второй период времени начинается после окончания первого периода времени. Температуру и давление объединенной композиции для извлечения нефти и водяного пара, которые закачивают в паровую камеру 170 через первую скважину, можно регулировать таким образом, чтобы ДМС в композиции для извлечения нефти подавался в пласт в виде сверхкритической текучей среды, при необязательной подаче водяного пара, имеющего качество пара от 0,3 до меньше, чем 0,7, из системы обработки воды для введения в пласт в виде низкокачественного водяного пара. Композиция для извлечения нефти может контактировать с остаточной нефтью в паровой камере 170, и остаточная нефть становится подвижной, как описано выше, причем сверхкритический ДМС имеет плотность больше, чем паровая фаза ДМС, и может более эффективно распространяться в паровой камере для контактирования и смешивания с остаточной нефтью в паровой камере, чем ДМС в паровой фазе. Низкокачественный водяной пар может передавать скрытую теплоту конденсации остаточной нефти, что также снижает вязкость остаточной нефти, и остаточная нефть становится подвижной. Мобилизованная остаточная нефть может выпадать из паровой камеры 170 ко второй скважине 112 для добычи из пласта.
Мобилизованную нефть, воду и композицию для извлечения нефти можно добывать из пласта с помощью второй скважины 112, используя традиционные способы добычи нефти. Скважина 112 может включать традиционные средства для добычи нефти из пласта, включая всасывающие насосы, транспортирующие газы, и/или компрессор для закачивания газа внутрь пласта, чтобы добывать нефть, воду и композицию для извлечения нефти из пласта.
Нефть, воду и композицию для извлечения нефти, добытые из пласта с помощью второй скважины 112, можно подвергать обработке и разделению. Вторая скважина 112 может быть при функционировании связана по текучей среде с сосудом 230 сепарации воды установки разделения 122 с помощью трубопровода 234. Как описано выше, добытую нефть, добытую композицию для извлечения нефти и добытую воду можно разделить в установке разделения 122. Выделенную добытую нефть можно подавать из установки 232 однократного испарения или дистилляции в установке разделения по трубопроводу 242 в оборудование 134 для хранения нефти. Выделенную добытую воду можно подавать из сосуда 230 сепарации воды установки 122 разделения в оборудование 116 для хранения воды 16 по трубопроводу 244. Выделенная композиция для извлечения нефти может подаваться из установки 232 однократного испарения или дистилляции по трубопроводу 236 в оборудование 130 для хранения композиции для извлечения нефти.
Выделенную добытую композицию для извлечения нефти можно снова вводить внутрь пласта вместе с водяным паром, чтобы мобилизовать дополнительное количество нефти для извлечения из пласта, таким образом, композиция для извлечения нефти циркулирует через пласт. Выделенная добытая композиция для извлечения нефти может содержать дополнительное количество углеводородов относительно композиции для извлечения нефти, которая первоначально вводится внутрь пласта. Углеводороды, которые имеют точку кипения вблизи температуры кипения ДМС, или которые образуют азеотропные смеси с ДМС, могут быть отделены от добытой нефти путем однократного испарения или дистилляции. В частности, пентан, изопентан, 2-метил-2-бутен и изопрен могут быть отделены от добытой нефти вместе с ДМС.
Кроме того, способ настоящего изобретения может быть использован в процессе извлечения нефти путем циклической паростимуляции ("CSS"). Обратимся теперь к фигурам 4 и 5, где показана система добычи нефти с использованием единственной скважины для закачивания и добычи в соответствии с процессом CSS и в соответствии со способом настоящего изобретения. Система 300 в некоторых аспектах может быть аналогичным системе 100, описанной выше со ссылкой на фигуры 1 и 2 и с технологическим оборудованием, как на фигуре 3. Соответственно, систему 300 можно понять со ссылкой на фигуры 1, 2 и 3, где аналогичные позиции используются для обозначения подобных компонентов, чтобы снова не описывать их подробно.
Теперь рассмотрим фигуру 4, где могут быть обеспечены водяной пар или горячая вода, имеющая температуру по меньшей мере 80°С, и композиция для извлечения нефти, содержащая по меньшей мере 15 мол.% ДМС. Композиция для извлечения нефти и водяной пар или горячая вода могут закачиваться вместе внутрь пласта 105 через скважину 312. Композиция для извлечения нефти может подаваться в скважину 312 из оборудования 130 для хранения композиции для извлечения нефти по трубопроводу 302. Водяной пар может подаваться в скважину 312 по трубопроводу 216 из системы 120 для обработки воды, включающего систему очистки воды и кипятильник для получения водяного пара или воды, имеющей температуру по меньшей мере 80°C или от 80 до 100°C, из воды, поступающей из емкости 116 для хранения воды.
Композиция для извлечения нефти и водяной пар или горячая вода могут закачиваться вместе внутрь пласта через скважину 312, чтобы контактировать и смешиваться с нефтью в пласте, как показано стрелками 314. Композиция для извлечения нефти может снижать вязкость нефти при контактировании с нефтью, как описано выше, и таким образом, нефть становится подвижной для извлечения из пласта. Кроме того, водяной пар или горячая вода могут понижать вязкость нефти за счет предоставления термической энергии нефти, как описано выше, и нефть становится подвижной для извлечения из пласта.
Композиция для извлечения нефти и водяной пар или горячая вода могут закачиваться вместе внутрь пласта через скважину 312 в течение первого периода времени, после которого можно прекратить нагнетание композиции для извлечения нефти и водяного пара или горячей воды. Композиции для извлечения нефти может быть позволено впитаться в пласт для того, чтобы композиция смешалась с нефтью и снизила вязкость нефти, и нефть приобрела подвижность после прекращения нагнетания композиции для извлечения нефти и водяного пара или горячей воды внутрь пласта. Водяному пару может быть позволено сконденсироваться в пласте и/или горячей воде может быть позволено впитаться в пласт для того, чтобы передать термическую энергию нефти с целью снижения вязкости нефти и мобилизации нефти после прекращения нагнетания композиции для извлечения нефти и водяного пара или горячей воды внутрь пласта.
Затем, как показано на фигуре 5, подвижную нефть, воду, и композицию для извлечения нефти можно добывать из пласта через скважину 312 в течение второго периода времени, где второй период времени начинается после окончания первого периода времени, и предпочтительно после того, как композиция для извлечения нефти, и необязательно горячей воде, было позволено пропитать пласт, и была обеспечена конденсация водяного пара в пласте. Подвижную нефть, воду и композицию для извлечения нефти можно вытягивать через пласт, как показано стрелками 316 для добычи из скважины. Скважина 312 может включать традиционные средства для добычи нефти из пласта, включая всасывающие насосы, транспортирующие газы, и/или компрессор для закачивания газа внутрь пласта, чтобы добывать нефть, воду и композицию для извлечения нефти из пласта.
Нефть, вода и композиция для извлечения нефти, добытые из скважины 312, могут разделяться в технологическом оборудовании 110 и храниться, как описано выше. Выделенную добытую композицию для извлечения нефти можно снова вводить внутрь пласта вместе с водяным паром или горячей водой, как описано выше.
В одном варианте осуществления процесса CSS в соответствии со способом настоящего изобретения, до закачивания композиции для извлечения нефти внутрь пласта с последующим извлечением подвижной нефти, воды и композиции для извлечения нефти, может быть получен высококачественный водяной пар, имеющий качество пара по меньшей мере 0,7 или по меньшей мере 0,9, с помощью системы обработки воды, и использован для нагнетания внутрь пласта 105 через скважину 312, чтобы контактировать, пропитывать и смешиваться с нефтью в пласте, чтобы мобилизовать нефть, и затем подвижную нефть можно извлекать из скважины 312. Цикл нагнетания высококачественного водяного пара внутрь пласта; контактирование, пропитывание и смешивание высококачественного водяного пара с нефтью, чтобы мобилизовать нефть, и извлечение подвижной нефти из скважины может быть осуществлен два или больше раз до нагнетания композиции для извлечения нефти вместе с водяным паром или горячей водой внутрь пласта; контактирование, пропитывание и смешивание композиции для извлечения нефти и водяного пара или горячей воды с нефтью в пласте, чтобы мобилизовать нефть в пласте; и извлечение подвижной нефти из скважины, через которую композиция для извлечения нефти и водяной пар или горячая вода были закачены внутрь пласта. Совместное использование композиции для извлечения нефти и водяного пара или горячей воды, как описано выше, после процесса CSS извлечения нефти с использованием высококачественного водяного пара обеспечивает извлечение остаточной нефти из пласта.
Кроме того, способ настоящего изобретения может быть использован в процессе извлечения нефти вертикальным вытеснением паром ("VSD"). Теперь рассмотрим фигуру 6, где иллюстрируется система 400 добычи нефти, которая может быть использована для практического осуществления одного или нескольких вариантов процесса вертикального вытеснения паром (VSD) в соответствии со способом настоящего изобретения. В некоторых аспектах эта система может быть подобной системе 100, описанной выше со ссылкой на фигуры 1 и 2 и на технологическое оборудование 110, как показано на фигуре 3. Следовательно, систему 400 можно осмыслить со ссылкой на фигуры 1, 2 и 3, где используются аналогичные номера позиций для обозначения подобных компонентов, чтобы снова не описывать их подробно.
Теперь рассмотрим фигуру 6, где композиция для извлечения нефти, содержащая по меньшей мере 15 мол.% ДМС, и водяной пар или горячая вода, имеющая температуру по меньшей мере 80°C предусмотрены для закачивания в пласт 105 через первую скважину 432. Композиция для извлечения нефти может подаваться в первую скважину 432 из оборудования 130 для хранения композиции для извлечения нефти по трубопроводу 129, а водяной пар или горячая вода могут подаваться в первую скважину по трубопроводу 216 из системы 120 для обработки воды, включающей систему очистки воды и кипятильник для получения водяного пара или воды, имеющей температуру по меньшей мере 80°C, из воды, поступающей из оборудования 116 для хранения воды.
Композицию для извлечения нефти и водяной пар или горячую воду можно вводить совместно внутрь пласта 105 через первую скважину 432, чтобы контактировать и смешиваться с нефтью, как описано выше, и таким образом, делая нефть подвижной для извлечения из пласта. Водяной пар или горячая вода могут снизить вязкость нефти при контакте путем предоставления термической энергии нефти, как описано выше, и таким образом, нефть становится подвижной для извлечения из пласта 105. Композиция для извлечения нефти может снизить вязкость нефти путем смешения с нефтью, как описано выше, таким образом, нефть становится подвижной для добычи из пласта. Кроме того, водяной пар или горячая вода могут предоставлять термическую энергию для испарения ДМС из композиции для извлечения нефти внутри пласта, где испаренный ДМС может проходить сквозь пласт и затем конденсироваться и смешиваться с нефтью в пласте, чтобы мобилизовать нефть.
Объем композиции для извлечения нефти и водяного пара или горячей воды, введенный внутрь пласта 105 через первую скважину 432, может варьировать в диапазоне от 0,001 до 10 объемов пор, или от 0,01 до 5 объемов пор, или от 0,1 до 2 объемов пор, или от 0,2 до 1 объемов порового пространства, где термин "объем порового пространства" относится к объему пласта, который может быть заполнен композицией для извлечения нефти и водяным паром или горячей водой между первой скважиной 432 и второй скважиной 412. Объем порового пространства можно легко определить, используя методики, известные специалисту в этой области техники, например, путем исследования на модели, или путем нагнетания воды, содержащей индикатор, через пласт 105 из первой скважины 432 во вторую скважину 412.
Подвижную нефть можно проталкивать через пласт 105 из первой скважины 432 во вторую скважину 412, как показано стрелками 414 и 416, путем введения дополнительного количества композиции для извлечения нефти и водяного пара или горячей воды внутрь пласта, или путем введения рабочей текучей среды, не смешивающейся с нефтью, внутрь пласта, после нагнетания композиции для извлечения нефти и водяного пара или горячей воды внутрь пласта.
Не смешивающуюся с нефтью рабочую текучую среду можно вводить в пласт 105 через первую скважину 432, чтобы вытолкнуть или иным образом переместить подвижную нефть в направлении второй скважины 412 для добычи. Не смешивающаяся с нефтью рабочая текучая среда может быть выполнена с возможностью переместить подвижную нефть через пласт 105. Подходящие не смешивающиеся с нефтью рабочие текучие среды являются смешивающимися при первом контакте или не смешивающимися при многократном контакте с нефтью в пласте 105. Не смешивающуюся с нефтью рабочую текучую среду можно выбрать из группы, состоящей из водной полимерной текучей среды, воды, диоксида углерода под давлением ниже минимального давления смешиваемости, азота под давлением ниже минимального давления смешиваемости, воздуха, и смесей из двух или больше указанных текучих сред.
Подходящие полимеры для использования в водной полимерной текучей среде могут включать (но не ограничиваются указанным), полиакриламиды, частично гидролизованные полиакриламиды, полиакрилаты, этиленовые сополимеры, биополимеры, карбоксиметилцеллюлоза, поливиниловые спирты, полистироловые сульфонаты, 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, лаурилакрилат и акриламид. Примеры биополимеров включают ксантановую смолу, гуаровую смолу, альгинаты и альгиновые кислоты и их соли. В некоторых вариантах осуществления, полимеры могут быть сшитыми in situ в пласте 105. В других вариантах осуществления, полимеры могут образоваться ex situ и затем они закачиваются в пласт 105 в водном растворе.
Не смешивающуюся с нефтью рабочую текучую среду можно хранить, и подавать для введения внутрь пласта 105 из оборудования 420 для хранения не смешивающейся рабочей текучей среды, которое может быть при функционировании связано по текучей среде с первой скважиной 432 через трубопровод 422. Количество не смешивающегося с нефтью рабочей текучей среды, введенной внутрь пласта 105, должно быть достаточным, чтобы переместить подвижную нефть по меньшей мере вдоль части пласта, и предпочтительно оно составляет по меньшей мере 0,2 объема порового пространства или по меньшей мере 0,5 объема порового пространства, или по меньшей мере 1 объем порового пространства, измеренный между первой скважиной 432 и второй скважиной 412.
Если не смешивающаяся с нефтью рабочая текучая среда находится в жидкой фазе, то не смешивающаяся с нефтью рабочая текучая среда может иметь вязкость по меньшей мере такого же порядка величины, как вязкость подвижной нефти в температурных условиях пласта, чтобы обеспечить перемещение подвижной нефти под действием не смешивающейся с нефтью рабочей текучей среды вдоль пласта 105 в направлении второй скважины 412. Композиция, не смешивающаяся с нефтью рабочей текучей среды 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) при 25°C. Если не смешивающаяся с нефтью рабочая текучая среда находится в жидкой фазе, то предпочтительно не смешивающаяся с нефтью рабочая текучая среда может иметь вязкость по меньшей мере на один порядок величины больше, чем вязкость подвижной нефти в температурных условиях пласта для того, чтобы не смешивающаяся с нефтью рабочая текучая среда могла перемещать подвижную нефть вдоль пласта в режиме поршневого потока, с минимизацией и подавлением образования языков подвижной нефти через вытесняющую пробку композиции не смешивающейся с нефтью рабочей текучей среды.
Композиция для извлечения нефти вместе с водяным паром или горячей водой и не смешивающейся с нефтью рабочей текучей средой могут быть введены в пласт 105 через первую скважину 432 в режиме чередующихся пробок. Например, композиция для извлечения нефти вместе с водяным паром или горячей водой может вводиться внутрь пласта 105 через первую скважину 432 в течение первого периода времени, после которого не смешивающуюся с нефтью рабочую текучую среду можно вводить внутрь пласта через первую скважину в течение второго периода времени, после первого периода времени, после чего композиция для извлечения нефти, вместе с водяным паром или горячей водой может быть введена внутрь пласта через первую скважину, в течение третьего периода времени, после второго периода времени, после чего не смешивающуюся с нефтью рабочую текучую среду можно вводить внутрь пласта через первую скважину в течение четвертого периода времени, после третьего периода времени. По желанию можно вводить в пласт сколько угодно пробок композиции для извлечения нефти вместе с водяным паром или горячей водой, и не смешивающейся с нефтью рабочей текучей среды.
Нефть может стать подвижной для добычи из пласта 105 через вторую скважину 412 за счет введения композиции для извлечения нефти, вместе с водяным паром или горячей водой и, необязательно, с рабочей текучей средой, не смешивающейся с нефтью, внутрь пласта, где подвижная нефть перемещается через пласт для добычи из второй скважины, как указано стрелками 416, за счет введения композиции для извлечения нефти вместе с водяным паром или горячей водой и необязательно с рабочей текучей средой, не смешивающейся с нефтью, внутрь пласта через первую скважину 432.
Подвижную нефть, воду и композицию для извлечения нефти можно добывать из пласта 105 с помощью второй скважины 412, используя традиционные приемы добычи. Скважина 412 может включать традиционные средства для добычи нефти из пласта, включая всасывающие насосы, транспортирующие газы и/или компрессор для закачивания газа внутрь пласта, с целью добычи нефти, воды и композиции для извлечения нефти из пласта. Нефть, воду и композицию для извлечения нефти, добытую из пласта, можно обрабатывать, разделять и хранить, как описано выше. Добытую и выделенную композицию для извлечения нефти можно снова вводить внутрь пласта вместе с водяным паром или горячей водой, путем рециркуляции композиции для извлечения нефти через пласт, с целью снижения общего количества композиции, используемой для извлечения нефти из пласта.
В варианте осуществления процесса VSD в соответствии со способом настоящего изобретения, первая скважина 432 может быть использована для введения композиции для извлечения нефти вместе с водяным паром или горячей водой и, необязательно, с последующим введением рабочей текучей среды, не смешивающейся с нефтью, внутрь пласта 105, а вторая скважина 412 может быть использована для добычи нефти, воды и композиции для извлечения нефти из пласта в течение первого периода времени; затем вторая скважина 412 может быть использована для введения композиции для извлечения нефти вместе с водяным паром или горячей водой и, необязательно, с последующим введением рабочей текучей среды, не смешивающейся с нефтью, внутрь пласта 105, а первая скважина 432 может быть использована для добычи нефти, воды и композиции для извлечения нефти из пласта в течение второго периода времени; причем первый и второй периоды времени составляют цикл. Может быть выполнено множество циклов, которые включают чередование первой скважины 432 и второй скважины 412 между введением композиции для извлечения нефти вместе с водяным паром или горячей водой и, необязательно, с последующим введением рабочей текучей среды, не смешивающейся с нефтью, внутрь пласта 105, и добывается нефть, вода и композиция для извлечения нефти из пласта, причем одна скважина является нагнетающей, а другая является эксплуатационной в течение первого периода времени, и затем скважины переключаются в течение второго периода времени. Цикл может составлять приблизительно от 12 часов до приблизительно 1 года, или приблизительно от 3 суток до приблизительно 6 месяцев, или приблизительно от 5 суток до приблизительно 3 месяцев. Композиция для извлечения нефти вместе с водяным паром или горячей водой может вводиться внутрь пласта в начале цикла, а не смешивающаяся с нефтью рабочая текучая среда может вводиться в конце цикла. В некоторых вариантах осуществления началом цикла могут быть первые от 10 до приблизительно 80% цикла, или от первых 20 до приблизительно 60% цикла, от первых 25 до приблизительно 40% цикла, а концом может быть остальная часть цикла.
В одном варианте осуществления процесса VSD в соответствии со способом настоящего изобретения, путь движения текучей среды между первой скважиной 432 и второй скважиной 412 может быть обеспечен до введения водяного пара или горячей воды вместе с композицией для извлечения нефти, содержащей по меньшей мере 15 мол.% ДМС, внутрь пласта, так как не консолидированный песок и вязкая сырая нефть пласта могут препятствовать нагнетанию композиции для извлечения нефти и водяного пара или горячей воды внутрь пласта. Путь движения текучей среды может быть обеспечен в пласте 105 путем введения водяного пара внутрь пласта или путем гидравлического разрыва. Водяной пар может быть введен с целью обеспечения пути движения текучей среды, если траектория закачивания из первой скважины 432 в пласте 105 находится в насыщенной водой зоне пласта. Любые асфальтеновые или другие углеводородные материалы, находящиеся в насыщенной водой зоне пласта, могут мобилизоваться под действием водяного пара, открывая путь движения текучей среды. В качестве альтернативы, или в сочетании с закачиванием водяного пара внутрь пласта 105, гидравлический разрыв может быть использован для обеспечения пути движения текучей среды из первой скважины 432 внутрь пласта, особенно в зонах пласта, насыщенных углеводородами, причем первая скважина может включать средство для гидравлического разрыва пласта. Гидравлический разрыв может быть осуществлен в соответствии с хорошо известными приемами гидравлического разрыва. Когда обеспечен путь движения текучей среды в пласте 105, на пути движения текучей среды может быть введен расклинивающий агент, чтобы предотвратить смыкание пути движения текучей среды, причем скважина может иметь средство для закачивания расклинивающего агента на установленном пути движения текучей среды. В качестве расклинивающего агента может быть использован гравий и песок или их смеси, причем частицы расклинивающего агента могут иметь широкое распределение по размеру, чтобы предотвратить попадание внутрь материалов битуминозного песка в пласте и смыкание пути движения текучей среды.
Затем водяной пар или горячая вода вместе с композицией для извлечения нефти могут вводиться внутрь пласта 105 через первую скважину 432 в обеспеченный путь движения текучей среды. ДМС в композиции для извлечения нефти может испаряться, благодаря тепловой энергии, поступающей с водяным паром или горячей водой, и двигаться вверх от пути движения текучей среды внутрь пласта, где пары ДМС могут конденсироваться и смешиваться с нефтью, чтобы снизить вязкость нефти и, таким образом, сделать нефть подвижной. Подвижная нефть может попадать на путь движения текучей среды и вытесняться вдоль пути движения текучей среды для добычи из второй скважины 412. В одном варианте осуществления, чередующиеся пробки композиции для извлечения нефти вместе с водяным паром или горячей водой и описанная выше не смешивающаяся композиция закачиваются в путь движения текучей среды из первой скважины, при этом не смешивающаяся с нефтью композиция может перемещать подвижную нефть вдоль пути движения текучей среды для добычи из второй скважины.
Пример 1
Оценивается кондиционность диметилсульфида в качестве агента для извлечения нефти, основанная на смешиваемости диметилсульфида с сырой нефтью, относительно других соединений. Смешиваемость растворителей - диметилсульфида, этилацетата, о-ксилола, сероуглерода, хлороформа, дихлорметана, тетрагидрофурана и пентана с нефтеносным песком, добытом на месторождении Muskeg River, измеряется путем экстракции нефтеносного песка растворителями при 10°C и 30°C, чтобы определить долю углеводородов, экстрагированных из нефтеносного песка указанными растворителями. Содержание битума в нефтеносном песке, добытом на месторождении Muskeg River, измеряется на уровне 11 мас.%, как средний выход битума при экстракции для известных растворителей, которые эффективно экстрагируют по существу весь битум из нефтеносного песка, - особенно хлороформ, дихлорметан, оксилол, тетрагидрофуран и сероуглерод. Для извлечения готовят образцы нефтеносного песка для каждого растворителя и каждой температуры экстракции, причем растворителями, использованными для извлечения образцов нефтеносного песка являются диметилсульфид, этилацетат, о-ксилол, сероуглерод, хлороформ, дихлорметан, тетрагидрофуран и пентан. Каждый образец нефтеносного песка взвешивают и помещают в целлюлозный стакан для извлечения, который размещают на пористом полиэтиленовом поддерживающем диске в стеклянном цилиндре с рубашкой и клапаном, регулирующим скорость прикапывания. Затем каждый образец нефтеносного песка экстрагируют выбранным растворителем при заданной температуре (10°C или 30°C) в циклическом эксперименте контактирования и дренирования, где время контакта варьирует от 15 до 60 мин. При контактировании используется свежий растворитель, и циклическую экстракцию повторяют до тех пор, пока текучая среда, вытекающая из цилиндра, не приобретет коричневый цвет.
Из экстрагированной текучей среды отгоняют растворитель с использованием роторного испарителя и после этого сушат в вакууме, чтобы удалить остатки растворителя. Все образцы извлеченного битума имеют остаточное содержание растворителя в диапазоне от 3 мас.% до 7 мас.%. Остаточный твердый продукт и стакан для извлечения высушивают на воздухе и затем сушат в вакууме. При сушке в вакууме остаточного твердого продукта практически не наблюдается потеря массы, это указывает на то, что твердый продукт не удерживает ни растворитель экстракции, ни легко подвижную воду. Суммарная масса твердого вещества или образца и стакана, извлеченного после экстракции, плюс количество битума, извлеченного после экстракции, отнесенное к сумме массы образца исходного нефтеносного песка и стакана дает сходимость массы для экстракции. Рассчитанный процент сходимости массы (баланс) образцов является немного завышенным, поскольку для величины извлеченного битума не вводилась поправка на 3-7 мас.% остаточного растворителя. Экспериментальные результаты экстракции суммированы в таблице 1.
На фигуре 7 приведен график, иллюстрирующий выход экстрагированного битума (в мас.%) в зависимости от экстрагирующей текучей среды при 30°C, с учетом поправки на остаточное содержание экстрагирующей текучей среды в извлеченном битуме, и на фигуре 8 приведен аналогичный график для извлечения при 10°C. Из данных фигур 7 и 8 и таблицы 1 видно, что при извлечении битума из нефтеносного песка диметилсульфид является сопоставимым с наиболее известными текучими средами - о-ксилолом, хлороформом, сероуглеродом, дихлорметаном и тетрагидрофураном - и значительно превосходит пентан и этилацетат.
Образцы битума, экстрагированные при 30°C различными растворителями, анализировали на содержание насыщенных, ароматических, смолистых и асфальтеновых соединений (анализ SARA) в битуме. Эти результаты приведены в таблице 2.
Анализ SARA демонстрирует, что пентан и этилацетат являются гораздо менее эффективными для извлечения асфальтеновых соединений из нефтеносного песка, чем известные высокоэффективные экстрагирующие текучие среды для битума - дихлорметан, сероуглерод, о-ксилол, тетрагидрофуран и хлороформ. Анализ SARA также показал, что диметилсульфид обладает отличными характеристиками смешиваемости даже для наиболее проблемных асфальтеновых углеводородов.
Эти данные демонстрируют, что диметилсульфид в целом является столь же эффективной экстрагирующей текучей средой для битума из нефтеносного песка, как и общепризнанные текучие среды и обладает высокой совместимостью с насыщенными, ароматическими, смолистыми и асфальтеновыми соединениями.
Пример 2
Оцениваются свойства диметилсульфида в качестве реагента для извлечения нефти на основе характеристики уменьшения вязкости сырой нефти за счет диметилсульфида. Смешивают с диметилсульфидом три образца сырых нефтей, имеющих совершенно несопоставимые характеристики вязкости - западноафриканскую парафинистую нефть, ближневосточную битуминозную нефть, и канадскую битуминозную нефть. В таблице 3 приведены характеристики этих трех сырых нефтей.
Получают контрольные образцы каждой сырой нефти, не содержащие диметилсульфида, и полученные образцы каждой сырой нефти смешивают с диметилсульфидом, чтобы приготовить образцы нефти, содержащие возрастающие концентрации диметилсульфида. Образцы нагревают до 60°C, чтобы растворить все парафины в нефти и обеспечить взвешивание гомогенной жидкости. Образцы взвешивают, дают им охладиться в течение ночи и затем смешивают с заданным количеством диметилсульфида. Затем образцы смеси сырой нефти/диметилсульфида нагревают до 60°C и перемешивают, чтобы обеспечить равномерное смешивание диметилсульфида в образцах. Измерения абсолютной (динамической) вязкости каждого образца проводят с использованием реометра с закрытым стаканом, причем в реометре используется блок PZ39 роторного сенсора. Измерения вязкости каждого образца западноафриканской парафинистой нефти и ближневосточной битуминозной нефти проводят при 20°C, 40°C, 60°C, 80°C, и затем снова при 20°C после охлаждения от 80°C, причем повторное измерение при 20°C проводится для определения вязкости в отсутствие парафинов, так как образование парафинов происходит достаточно медленно, что позволяет провести измерение вязкости при 20°C в отсутствие парафинов. Измерения вязкости каждого образца канадской битуминозной нефти проводят при 5°C, 10°C, 20°C, 40°C, 60°C и 80°C. Измеренные значения вязкости для всех образцов нефти приведены ниже в таблицах 4, 5 и 6.
На фигурах 9, 10, и 11 показана зависимость двойного логарифма вязкости от логарифма температуры (в °K), построенная по данным измеренной вязкости в таблицах 3, 4, и 5, соответственно, которая иллюстрирует влияние увеличения концентрации диметилсульфида на уменьшение вязкости образцов нефти.
Измеренные значения вязкости и соответствующие графики демонстрируют, что диметилсульфид является эффективной текучей средой для значительного снижения вязкости сырой нефти - особенно для канадской битуминозной нефти с высоким содержанием асфальтенов и высокой вязкостью - в широком диапазоне значений вязкости исходной нефти.
Пример 3
Проводится дифференциальное извлечение нефти из керна пласта с использованием композиции для извлечения нефти, содержащей диметилсульфид, после извлечения нефти из керна путем заводнения, чтобы оценить эффективность ДМС в качестве агента для извлечения нефти.
Два керна песчаника Berea длиной 5,02 см и диаметром 3,78 см с проницаемостью между 0,925 и 1,325 Дарси насыщают соляным раствором, имеющим состав, приведенный в таблице 7.
После насыщения кернов соляным раствором, рассол вытесняется Ближневосточной асфальтеновой нефтью, имеющей характеристики, приведенные выше в таблице 3, для насыщения кернов нефтью.
Нефть извлекают из каждого насыщенного нефтью керна путем добавления соляного раствора к керну под давлением и последующего добавления ДМС к керну под давлением. Каждый керн обрабатывают, как указано, чтобы определить количество нефти, извлеченного из керна путем добавления соляного раствора с последующим добавлением ДМС. Первоначально нефть вытесняется из керна путем добавления соляного раствора к керну под давлением. В ходе добавления соляного раствора на керн действует ограничивающее давление 1 МПа, и поддерживают расход соляного раствора через керн равный 0,05 мл/мин. Температуру керна поддерживают при 50°C в ходе вытеснения нефти из керна с помощью соляного раствора. Нефть добывают и собирают из керна в ходе вытеснения нефти из керна соляным раствором, до прекращения добычи дополнительного количества нефти (24 часа). После прекращения вытеснения дополнительного количества нефти из керна под действием соляного раствора, нефть вытесняют из керна за счет добавления ДМС к керну под давлением. ДМС добавляют к керну с расходом 0,05 мл/мин в течение 32 ч для первого керна и в течение 15 ч для второго керна. Нефть, вытесненную из керна в ходе добавления ДМС к керну, собирают отдельно от нефти, вытесненной путем добавления соляного раствора к керну.
Образцы нефти, собранные из каждого керна за счет вытеснения соляным раствором и вытеснения диметилсульфидом, выделяют из воды путем экстракции дихлорметаном, и выделенный органический слой сушат над сульфатом натрия. После выпаривания летучих соединений из выделенного и высушенного органического слоя каждого образца нефти, взвешивают количество нефти, вытесненной путем добавления соляного раствора к керну и количество нефти, вытесненной путем добавления ДМС к керну. Кроме того, летучие соединения выпаривают из образца ближневосточной битуминозной нефти, чтобы можно было ввести поправку на потери соединений из легкой фракции в ходе выпаривания. В таблице 8 приведены количества нефти, добытой из каждого керна путем вытеснения соляным раствором с последующим вытеснением диметилсульфидом.
Как показано на Таблице 8, ДМС является вполне эффективным агентом для извлечения поэтапных количеств нефти из керна пласта после извлечения нефти из керна путем заводнения соляным раствором, с добычей приблизительно 60% нефти, оставшейся в керне после заводнения.
а
Настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения указанных целей и преимуществ, а также присущих изобретению преимуществ. Описанные выше конкретные варианты осуществления являются лишь иллюстративными, так как настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено на практике различными, но эквивалентными способами, которые известны специалистам в этой области техники, ознакомившимися с описанием изобретения. Более того, отсутствуют ограничения на показанные в изобретение детали структуры или конструкции, кроме того, что указано ниже в формуле изобретения. Следовательно, очевидно, что приведенные выше конкретные иллюстративные варианты осуществления могут быть изменены, сгруппированы или модифицированы, причем все такие вариации учитываются в объеме настоящего изобретения. Иллюстративно описанное здесь изобретение может быть практически осуществлено в отсутствие любых элементов, которые конкретно не указаны в изобретении, и/или любых необязательных элементов, приведенных в изобретении. Хотя композиции и способы описаны в терминах "включающий в себя," "содержащий" или "включающий" различные компоненты или стадии, композиции и способы также могут "по существу состоять из" или "состоять из" различных компонентов и стадий. Все приведенные выше числа и диапазоны могут изменяться на некоторое количество. Всякий раз, когда приводится численный диапазон с нижним пределом и верхним пределом, конкретно включается любое число и любой поддиапазон попадающий внутрь диапазона. В частности, любой диапазон значений (в форме "приблизительно от  до приблизительно b" или эквивалентно "приблизительно от a до b," или эквивалентно "приблизительно a-b"), приведенный в описании, следует понимать как определение любого числа и диапазона, входящего в более широкий диапазон значений. Кроме того, термины в формуле изобретения имеют очевидные, обычные значения, если это недвусмысленно и ясно не определено патентообладателем. Более того, единственное число, которое использовано в формуле изобретения, означает один или несколько элементов, к которым оно относится. Если возникает любой конфликт при употреблении выражения или термина в этом описании и в одном или нескольких патентах или других документах, которые могут быть введены в описание со ссылкой, следует принимать определения, которые согласуются с настоящим описанием.