[RU]

Настоящее изобретение относится к системе и способу добычи нефти. Эфирсодержащую композицию, содержащую простой эфир с 2-6 атомами углерода, закачивают в нефтесодержащий пласт. Не смешивающуюся с нефтью композицию, содержащую воду, имеющую содержание солей менее 5 мас.%, также закачивают в пласт. Нефть добывают из пласта.

(57) Реферат / Формула:

Настоящее изобретение относится к системе и способу добычи нефти. Эфирсодержащую композицию, содержащую простой эфир с 2-6 атомами углерода, закачивают в нефтесодержащий пласт. Не смешивающуюся с нефтью композицию, содержащую воду, имеющую содержание солей менее 5 мас.%, также закачивают в пласт. Нефть добывают из пласта.

---

1410801
СИСТЕМА И СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к системам и способам добычи нефти.
Уровень техники
Методы повышения нефтеотдачи пласта (EOR) могут использоваться для увеличения объема добычи нефти на месторождениях по всему миру. Существуют три основных типа методов EOR: термический, закачка химреагента/полимера и закачка газа, которые могут использоваться для увеличения извлечения нефти из продуктивного пласта, за пределы того, что может быть достигнуто с помощью обычных средств, обеспечивая по возможности увеличение продолжительности эксплуатации месторождения и способствуя увеличению коэффициента извлечения нефти.
Термический метод повышения нефтеотдачи осуществляют с помощью подвода тепла в продуктивный пласт. Наиболее широко распространенным видом такого воздействия является вытеснение паром, которое уменьшает вязкость нефти так, что она может поступать к добывающим скважинам. Химическое заводнение повышает добычу за счет уменьшения капиллярных сил, которые удерживают оставшуюся в пласте нефть. Полимерное заводнение повышает эффективность вытеснения закачанной водой. Закачивание смешивающегося агента действует подобно химическому заводнению - с помощью закачивания текучей среды, которая смешивается с нефтью, удерживаемая остаточная нефть может быть извлечена.
Обратимся к фиг. 1, на которой представлена система 100 предшествующего уровня техники. Система 100 включает подземный пласт 102, подземный пласт 104, подземный пласт 106 и подземный пласт 108. Производственное оборудование НО установлено на поверхности. Скважина 112 пересекает пласты 102 и 104 и заканчивается в пласте 106. Участок пласта 106 показан позицией 114. Нефть и газ добывают из пласта 106 через скважину 112 и направляют к производственному оборудованию 110. Газ и жидкость отделяют друг от друга, при этом газ накапливают в хранилище 116 для газа, а жидкость накапливают в хранилище 118 для жидкости.
В WO 2008141051 описана система и способ добычи нефти и/или газа из подземного нефтеносного пласта с помощью закачивания смешивающейся композиции для повышения нефтеотдачи (EOR), которая может содержать композицию диметилового эфира, в пласт через скважину, находящуюся над пластом, и добычи нефти и/или газа из
пласта через скважину. В одном варианте осуществления описанного способа некоторое количество смешивающейся композиции EOR закачивают в нефтеносный пласт с последующей закачкой другого компонента, чтобы заставить смешивающуюся композицию EOR перемещаться через пласт. Компонент, используемый, чтобы заставить смешивающуюся композицию EOR перемещаться через пласт, может быть несмешивающейся композицией EOR, при этом несмешивающаяся композиция EOR может включать воду в газообразной или жидкой форме, воздух, азот, смеси двух или более из вышеперечисленных компонентов или других несмешивающихся агентов EOR, которые известны в данной области техники.
После закачивания эфирсодержащей композиции EOR в пласт и мобилизации нефти для добычи из пласта с помощью эфирсодержащей композиции EOR, остаточная нефть может оставаться в пласте. Остаточная нефть сохраняет по меньшей мере часть эфира из эфирсодержащей композиции EOR, поскольку эфиры поддаются смешиванию с остаточной нефтью. Часть эфира, удерживаемая в остаточной нефти, может быть извлечена с помощью несмешивающейся композиции EOR, используемой, чтобы заставить эфирсодержащую композицию перемещаться через пласт, если несмешивающаяся композиция EOR содержит воду, однако, значительная часть эфира может оставаться в остаточной нефти, если эфир не особенно смешивается с несмешивающейся композицией EOR.
В области техники существует потребность в усовершенствованных системах и способах повышения нефтеотдачи пласта, использующих эфир в композиции EOR. В частности, в области техники существует потребность в усовершенствованных системах и способах повышения нефтеотдачи пласта, использующих эфирсодержащий растворитель для улучшения извлечения эфира, удерживаемого в остаточной нефти в пласте после закачивания в пласт эфирсодержащей композиции EOR. Извлеченный эфир может быть повторно использован в композиции EOR для дальнейшей добычи нефти из пласта.
Раскрытие изобретения
В одном аспекте настоящее изобретение относится к системе добычи нефти из подземного пласта, содержащий: первую скважину над пластом; устройство для закачивания композиции, содержащей простой эфир с 2-6 атомами углерода, в пласт; устройство для закачивания несмешивающейся с нефтью композиции в пласт, при этом несмешивающаяся с нефтью композиция имеет содержание солей не более 5% масс, и состоит из воды, имеющей не более 5% масс, содержания солей; и устройство для добычи нефти из пласта; в которой по меньшей мере одно из устройства для закачивания
композиции, содержащей простой эфир с 2-6 атомами углерода, устройства для закачивания несмешивающейся с нефтью композиции или устройства для добычи нефти из пласта находится на первой скважине.
В другом аспекте настоящее изобретение относится к способу добычи нефти, включающему стадии, на которых закачивают композицию, содержащую простой эфир с 2-6 атомами углерода, в нефтесодержащий пласт; закачивают несмешивающуюся с нефтью композицию в пласт, при этом несмешивающаяся с нефтью композиция содержит воду, имеющую содержание солей менее 5% масс; и добывают нефть, простой эфир с 2-6 атомами углерода и воду из пласта.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 представлена система добычи нефти и/или газа. На фиг. 2а проиллюстрирована схема расположения скважин.
На фиг. 2Ь и фиг. 2с проиллюстрированы схемы расположения скважин согласно фиг. 2а во время осуществления процессов повышения нефтеотдачи пласта. На фиг. 2d проиллюстрирована схема расположения скважин. На фиг. 3a-3d показаны системы добычи нефти.
На фиг. 4 приведен график влияния концентрации солей на растворимость диметилового эфира (DME) в водной фазе при 6895 кПа.
На фиг. 5 приведен график влияния концентрации солей на парожидкостное равновесие DME (молярная доля (х)) с водой при 50°С.
На фиг. 6 приведен график влияния давления в области жидкость-жидкость на растворимость DME в солевых растворах NaCl при 50°С.
На фиг. 7а и фиг. 7Ь приводятся графики, показывающие результаты моделирования CPA-SALT влияния солей на растворимость DME (молярная доля (х)) в воде (линии) по сравнению с экспериментальными данными (символы) при 30°С. На фиг. 7а приведен полный масштаб давления, и на фиг. 7Ь выделены парожидкостные равновесия.
На фиг. 8а и фиг. 8Ь приводятся графики, показывающие результаты моделирования CPA-SALT влияния солей на растворимость DME (молярная доля (х)) в воде (линии) по сравнению с экспериментальными данными (символы) при 50°С. На фиг. 8а приведен полный масштаб давления, и на фиг. 8Ь выделены парожидкостные равновесия.
На фиг. 9 приводится график, показывающий результаты моделирования CPA-SALT влияния солей на растворимость DME (молярная доля (х)) в воде (линии) по
сравнению с экспериментальными данными (символы) при 80°С и 120°С для 10% солевого раствора NaCl.
На фиг. 10 представлен график, отражающий плотности водной фазы DME-солевой раствор при 30°С (символы представляют экспериментальные данные, и линии представляют результаты моделирования CPA-SALT).
На фиг. 11 представлен график, отражающий плотности водной фазы DME-солевой раствор при 50°С (символы представляют экспериментальные данные, а линии представляют результаты моделирования CPA-SALT).
На фиг. 12 представлен график, показывающий растворимость DME в солевых растворах различных концентраций в зависимости от температуры при постоянном давлении 6895 кПа (1000 фунт/кв. дюйм) (символы представляют экспериментальные данные, а линии представляют результаты моделирования CPA-SALT).
Осуществление изобретения
Настоящее изобретение предлагает систему и способ для повышения нефтеотдачи нефтесодержащего пласта с помощью эфирсодержащей композиции, содержащей простой эфир с 2-6 атомами углерода, для мобилизации и добычи нефти из пласта, в которых указанный простой эфир извлекают из остаточной нефти, не мобилизованной эфирсодержащей композицией, с помощью закачивания в пласт слабоминерализованной несмешивающейся с нефтью композиции, содержащей слабоминерализованную воду, имеющую содержание солей не более 5 % масс, где общее содержание солей несмешивающейся с нефтью композиции составляет не более 5% масс, и добычи нефти, простого эфира с 2-6 атомами углерода и воды из пласта. В области техники описано закачивание несмешивающейся с нефтью композиции в пласт после закачивания смешивающейся композиции в пласт, причем несмешивающаяся с нефтью композиция может содержать воду, а смешивающаяся композиция может содержать диметиловый эфир. Минерализация воды не имеет там ограничений, и, часто, вода, используемая в заводнении EOR, имеет относительно высокую минерализацию, или потому, что используемая вода, является морской водой, или потому, что повторно закачивается попутно добываемая вода, которая имеет минерализацию пласта. Низкомолекулярные простые эфиры, такие как диметиловый эфир, тем не менее, легче выделяются из остаточной нефти в слабоминерализованную воду, чем в воду, имеющую высокую минерализацию, вследствие этого, большее количество низкомолекулярного простого эфира можно извлечь из остаточной нефти, используя систему и способ настоящего изобретения.
Система настоящего изобретения предусматривает первую скважину, находящуюся над подземным пластом, содержащим нефть. Система также содержит устройство для закачивания в пласт композиции, содержащей простой эфир с 2-6 атомами углерода, устройство для закачивания в пласт несмешивающейся с нефтью композиции, причем несмешивающаяся с нефтью композиция имеет общее содержание солей не более 5% масс, и содержит воду, имеющую общее содержание солей не более 5% масс; и устройство для добычи нефти, простого эфира с 2-6 атомами углерода и воды из пласта. По меньшей мере одно из устройств для закачивания эфирсодержащей композиции в пласт, закачивания несмешивающейся с нефтью композиции в пласт, и добычи нефти, простого эфира и воды из пласта находится на первой скважине.
В варианте осуществления системы устройства для закачивания эфирсодержащей композиции в пласт, закачивания несмешивающейся с нефтью композиции в пласт, и добычи нефти, простого эфира и воды из пласта находятся на первой скважине. В данном варианте осуществления эфирсодержащая композиция может закачиваться в пласт в течение некоторого периода времени, затем, в следующий период времени, нефть может добываться из пласта. Вслед за добычей нефти из пласта, после закачивания в пласт эфирсодержащей композиции, несмешивающаяся с нефтью композиция может закачиваться в пласт в течение некоторого периода времени, после чего нефть, простой эфир и вода могут добываться из пласта.
В варианте осуществления системы устройство для закачивания эфирсодержащей композиции и устройство для закачивания несмешивающейся с нефтью композиции в пласт может представлять собой одно и то же устройство. Эфирсодержащая композиция и несмешивающаяся с нефтью композиция могут закачиваться с помощью устройства последовательно или одновременно. Если эфирсодержащая композиция и несмешивающаяся с нефтью композиция закачиваются одновременно, эфирсодержащая композиция и несмешивающаяся с нефтью композиция могут быть смешаны для одновременного закачивания через устройство для закачивания эфирсодержащей композиции и несмешивающейся с нефтью композиции.
В другом варианте осуществления системы система может содержать вторую скважину. Устройство для закачивания эфирсодержащей композиции в пласт, устройство для закачивания несмешивающейся с нефтью композиции в пласт, и/или устройство для добычи нефти, простого эфира и воды может находиться на второй скважине. В данном варианте осуществления эфирсодержащая композиция может закачиваться в пласт на первой скважине в течение некоторого периода времени, за которым следует закачивание несмешивающейся с нефтью композиции в пласт на первой скважине в течение
некоторого периода времени. Нефть, простой эфир и вода могут быть добыты на второй скважине. В качестве альтернативы, эфирсодержащая композиция может закачиваться на второй скважине в течение некоторого периода времени, за которым следует закачивание несмешивающейся с нефтью композиции на второй скважине в течение некоторого периода времени, и нефть, простой эфир и вода могут быть добыты из первой скважины. В качестве альтернативы, эфирсодержащая композиция и несмешивающаяся с нефтью композиция могут закачиваться одновременно, предпочтительно в виде смеси, на первой или второй скважине, и нефть, простой эфир и вода могут быть получены из первой или второй скважины, причем нефть, простой эфир и воду получают из первой скважины, если эфирсодержащая композиция и несмешивающаяся с нефтью композиция закачивались на второй скважине, или нефть, простой эфир и вода могут быть получены из второй скважины, если эфирсодержащая композиция и несмешивающаяся с нефтью композиция закачивались на первой скважине. В качестве альтернативы, эфирсодержащая композиция может быть закачана в пласт на первой скважине, и, через некоторый период времени, несмешивающаяся с нефтью композиция может быть закачана в пласт на второй скважине, и нефть, простой эфир и вода могут быть получены на первой скважине, или эфирсодержащая композиция может быть закачана в пласт на второй скважине, и, через некоторый период времени, несмешивающаяся с нефтью композиция может быть закачана в пласт на первой скважине, и нефть, простой эфир и вода могут быть получены на первой скважине.
В другом варианте осуществления системы система может содержать третью скважину. Устройство для закачивания эфирсодержащей композиции в пласт может находиться на первой скважине, устройство для закачивания несмешивающейся с нефтью композиции может находиться на второй скважине, и устройство для добычи нефти, простого эфира и воды может находиться на третьей скважине. Эфирсодержащая композиция может быть закачана в пласт на первой скважине, несмешивающаяся с нефтью композиция может быть закачана во вторую скважину, и нефть, простой эфир и вода могут добываться на третьей скважине. Вторая скважина может быть расположена относительно первой и третьей скважин в таком положении, что по меньшей мере часть несмешивающейся с нефтью композиции направляет эфирсодержащую композицию к третьей скважине для добычи, и что по меньшей мере часть простого эфира, удерживаемого в остаточной нефти в пласте, выделяется в несмешивающуюся с нефтью композицию для извлечения на третьей скважине.
Обратимся теперь к фиг. 2а, на которой проиллюстрировано множество 200 скважин в некоторых вариантах осуществления. Множество 200 включает в себя первую
скважину, включенную в первую группу 202 скважин (обозначенную горизонтальными линиями), и вторую скважину, включенную во вторую группу 204 скважин (обозначенную диагональными линиями).
Каждая скважина в первой группе 202 скважин может быть расположена на расстоянии по горизонтали и на расстоянии по вертикали от соседних скважин в первой группе скважин, причем каждое расстояние по горизонтали между соседними скважинами первой группы 202 скважин может быть примерно одинаковым, и каждое расстояние по вертикали между соседними скважинами первой группы 202 скважин может быть примерно одинаковым. Каждая скважина в первой группе 202 скважин может иметь расстояние 230 по горизонтали от соседней скважины в первой группе 202 скважин. Каждая скважина в первой группе 202 скважин может иметь расстояние 232 по вертикали от соседней скважины в первой группе 202 скважин.
Каждая скважина во второй группе 204 скважин может быть расположена на расстоянии по горизонтали и на расстоянии по вертикали от соседних скважин во второй группе скважин, причем каждое расстояние по горизонтали между соседними скважинами второй группы скважин может быть примерно одинаковым, и каждое расстояние по вертикали между соседними скважинами второй группы скважин может быть примерно одинаковым. Каждая скважина во второй группе 204 скважин может находиться на расстоянии 236 по горизонтали от соседней скважины во второй группе 204 скважин. Каждая скважина во второй группе 204 скважин может находиться на расстоянии 238 по вертикали от соседней скважины во второй группе 204 скважин.
Скважины первой группы 202 скважин находятся на расстоянии от соседних скважин второй группы 204 скважин. Каждая скважина в первой группе 202 скважин может находиться на расстоянии 234 от соседних скважин во второй группе 204 скважин. Каждая скважина во второй группе 204 скважин может находиться на расстоянии 234 от соседних скважин в первой группе 202 скважин.
В некоторых вариантах осуществления каждая скважина в первой группе 202 скважин окружена четырьмя скважинами второй группы 204 скважин. В некоторых вариантах осуществления каждая скважина во второй группе 204 скважин окружена четырьмя скважинами первой группы 202 скважин.
В некоторых вариантах осуществления расстояние 230 по горизонтали составляет от примерно 5 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.
В некоторых вариантах осуществления расстояние 232 по вертикали составляет от
примерно 5 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.
В некоторых вариантах осуществления расстояние 236 по горизонтали составляет от примерно 5 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.
В некоторых вариантах осуществления расстояние 238 по вертикали составляет от примерно 5 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.
В некоторых вариантах осуществления расстояние 234 составляет от примерно 5 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.
В некоторых вариантах осуществления множество 200 скважин может содержать от примерно 10 до примерно 1000 скважин, например, от примерно 5 до примерно 500 скважин в первой группе 202 скважин, и от примерно 5 до примерно 500 скважин во второй группе 204 скважин.
В некоторых вариантах осуществления множество 200 скважин можно представить как вид сверху с первой группой 202 скважин и второй группой 204 скважин, которые являются вертикальными скважинами, расположенными на определенном расстоянии друг от друга на некотором участке земли. В некоторых вариантах осуществления множество 200 скважин можно представить как вид сбоку в поперечном сечении с первой группой 202 скважин и второй группой 204 скважин, которые являются горизонтальными скважинами, расположенными на определенном расстоянии друг от друга в пласте.
Обратимся теперь к фиг. 2Ь, на которой проиллюстрировано множество 200 скважин в некоторых вариантах осуществления. Множество 200 включает в себя первую скважину, включенную в первую группу 202 скважин (обозначенную горизонтальными линиями), и вторую скважину, включенную во вторую группу 204 скважин (обозначенную диагональными линиями).
В некоторых вариантах осуществления, эфирсодержащая композиция закачивается в нефтесодержащий подземный пласт через устройства, находящиеся на вторых скважинах второй группы 204 скважин, затем, после закачивания эфирсодержащей композиции в пласт или одновременно с закачиванием эфирсодержащей композиции,
несмешивающаяся с нефтью композиция, имеющая содержание солей не более 5% масс, и содержащая воду, имеющую содержание солей не более 5% масс, закачивается в пласт через устройства, находящиеся на вторых скважинах второй группы 204 скважин, и нефть, простой эфир и воду добывают из пласта через устройства, находящиеся на первых скважинах первой группы 202 скважин. Устройства для закачивания эфирсодержащей композиции и устройства для закачивания несмешивающейся с нефтью композиции, находящиеся на вторых скважинах, могут быть одними и теми же устройствами. Как проиллюстрировано, эфирсодержащая композиция и несмешивающаяся с нефтью композиция имеют профиль 208 нагнетания и профиль 206 извлечения нефти, поступающей к первой группе 202 скважин.
В некоторых вариантах осуществления эфирсодержащая композиция закачивается в нефтесодержащий подземный пласт через устройства в первых скважинах первой группы 202 скважин, затем, после закачивания эфирсодержащей композиции в пласт или одновременно с закачиванием эфирсодержащей композиции, несмешивающаяся с нефтью композиция, имеющая содержание солей не более 5% масс, и содержащая воду, имеющую содержание солей не более 5% масс, закачивается в пласт через устройства, находящиеся в первых скважинах первой группы 202 скважин, и нефть, простой эфир и воду добывают из пласта через устройства, находящиеся во вторых скважинах второй группы 204 скважин. Устройства для закачивания эфирсодержащей композиции и несмешивающейся с нефтью композиции, находящиеся на первых скважинах, могут быть одними и теми же устройствами. Как проиллюстрировано, эфирсодержащая композиция и несмешивающаяся с нефтью композиция имеет профиль 206 нагнетания и профиль 208 извлечения нефти, поступающей ко второй группе 204 скважин.
В некоторых вариантах осуществления первая группа 202 скважин может использоваться для закачивания эфирсодержащей композиции, за которой следует несмешивающаяся с нефтью композиция, имеющая содержание солей не более 5% масс, и содержащая воду, имеющую содержание солей не более 5% масс, и вторая группа 204 скважин может использоваться для добычи нефти из пласта в течение первого периода времени; затем вторая группа 204 скважин может использоваться для закачивания эфирсодержащей композиции, за которой следует несмешивающаяся с нефтью композиция, имеющая содержание солей не более 5% масс..%, содержащая воду, имеющую содержание солей не более 5% масс, и первая группа 202 скважин может использоваться для добычи нефти из пласта в течение второго периода времени, при этом первый и второй периоды времени составляют цикл закачивания. Эфирсодержащая композиция может закачиваться в течение первого периода времени, и несмешивающаяся
с нефтью композиция, имеющая содержание солей не более 5% масс, содержащая воду, имеющую содержание солей не более 5% масс, может закачиваться в течение второго периода времени.В некоторых вариантах осуществления первый период времени может составлять от 10% до примерно 80% цикла закачивания, или от 20% до примерно 60% цикла закачивания, или от 25% до примерно 40% цикла закачивания, и второй период времени может составлять остаток цикла закачивания.
В качестве альтернативы, эфирсодержащая композиция и несмешивающаяся с нефтью композиция, имеющая содержание солей не более 5% масс, содержащая воду, имеющую содержание солей не более 5% масс, могут закачиваться в нефтесодержащий пласт вместе. Эфирсодержащая композиция и несмешивающаяся с нефтью композиция могут быть смешаны на поверхности над нефтесодержащим пластом и затем закачаны вместе в нефтесодержащий пласт. Эфирсодержащая композиция и несмешивающаяся с нефтью композиция могут закачиваться по-отдельности на поверхности над нефтесодержащим пластом и смешиваться в скважине перед закачиванием в нефтесодержащий пласт, или эфирсодержащая композиция и несмешивающаяся с нефтью композиция могут закачиваться по-отдельности на поверхности над нефтесодержащим пластом и смешиваться после попадания в пласт.
Обратимся теперь к фиг. 2с, на которой проиллюстрировано множество 200 скважин в некоторых вариантах осуществления. Множество 200 включает в себя первые скважины, включенные в первую группу 202 скважин (обозначенную горизонтальными линиями), и вторые скважины, включенные во вторую группу 204 скважин (обозначенную диагональными линиями).
В некоторых вариантах осуществления эфирсодержащая композиция с последующей или одновременно добавляемой несмешивающейся с нефтью композицией, имеющей содержание солей не более 5% масс, содержащей воду, имеющую содержание солей не более 5% масс, закачивается в пласт на вторых скважинах второй группы 204 скважин, и нефть, простой эфир и воду добывают из пласта на первых скважинах первой группы 202 скважин. Как проиллюстрировано, эфирсодержащая композиция и несмешивающаяся водная композиция имеют профиль 208 нагнетания с перекрытием 210 с профилем 206 извлечения нефти, которая поступает к первой группе 202 скважин.
В некоторых вариантах осуществления эфирсодержащая композиция с последующей или одновременно добавляемой несмешивающейся с нефтью композицией, имеющей содержание солей не более 5% масс, содержащей воду, имеющую содержание солей не более 5% масс, закачивается в пласт на первых скважинах первой группы 202 скважин, и нефть, простой эфир и воду добывают из вторых скважин второй группы 204
скважин. Как проиллюстрировано, эфирсодержащая композиция и несмешивающаяся с нефтью композиция имеют профиль 206 нагнетания с перекрытием 210 с профилем 208 извлечения нефти, которая поступает ко второй группе 204 скважин.
В некоторых вариантах осуществления эфирсодержащая композиция и несмешивающаяся с нефтью композиция, имеющая содержание солей не более 5% масс, содержащая воду, имеющую содержание солей не более 5% масс, могут закачиваться вместе в пласт на первых скважинах первой группы 202 скважин, и нефть, простой эфир и вода могут быть добыты из пласта на вторых скважинах второй группы 204 скважин. В качестве альтернативы, эфирсодержащая композиция и несмешивающаяся с нефтью композиция, имеющая содержание солей не более 5% масс, содержащая воду, имеющую содержание солей не более 5% масс, могут закачиваться вместе в нефтеносный пласт на вторых скважинах второй группы 204 скважин, и нефть, простой эфир и вода могут быть добыты на первых скважинах первой группы 202 скважин.
Обратимся теперь к фиг. 2d, на которой проиллюстрировано множество 200 скважин в некоторых вариантах осуществления. Множество 200 включает в себя первые скважины в первой группе 202 скважин (обозначенные горизонтальными линиями), вторые скважины во второй группе 204 скважин (обозначенные диагональными линиями) и третьи скважины в третьей группе 212 скважин (обозначенные вертикальными линиями).
Каждая скважина в первой группе 202 скважин может быть расположена на расстоянии по горизонтали и на расстоянии по вертикали от соседних скважин в первой группе скважин, причем каждое расстояние по горизонтали между соседними скважинами первой группы 202 скважин может быть примерно одинаковым, и каждое расстояние по вертикали между соседними скважинами первой группы 202 скважин может быть примерно одинаковым. Каждая скважина в первой группе 202 скважин может иметь расстояние 230 по горизонтали от соседней скважины в первой группе 202 скважин. Каждая скважина в первой группе 202 скважин может иметь расстояние 232 по вертикали от соседней скважины в первой группе 202 скважин.
Каждая скважина во второй группе 204 скважин может быть расположена на расстоянии по горизонтали и на расстоянии по вертикали от соседних скважин во второй группе скважин, причем каждое расстояние по горизонтали между соседними скважинами второй группы скважин может быть примерно одинаковым, и каждое расстояние по вертикали между соседними скважинами второй группы скважин может быть примерно одинаковым. Каждая скважина во второй группе 204 скважин может находиться на расстоянии 236 по горизонтали от соседней скважины во второй группе 204 скважин.
Каждая скважина во второй группе 204 скважин может находиться на расстоянии 238 по вертикали от соседней скважины во второй группе 204 скважин.
Каждая скважина в третьей группе 212 скважин может быть расположена на расстоянии по горизонтали и на расстоянии по вертикали от соседних скважин в третьей группе скважин, причем каждое расстояние по горизонтали между соседними скважинами третьей группы скважин может быть примерно одинаковым, и каждое расстояние по вертикали между соседними скважинами третьей группы скважин может быть примерно одинаковым. Каждая скважина в третьей группе 212 скважин может иметь расстояние 240 по горизонтали от соседней скважины в третьей группе 212 скважин. Каждая скважина в третьей группе 212 скважин может иметь расстояние 242 по вертикали от соседней скважины во второй группе 204 скважин.
Скважины первой группы 202 скважин могут находиться на расстоянии от соседних скважин второй группы 204 скважин. Каждая скважина в первой группе 202 скважин может находиться на расстоянии 234 от соседней скважины во второй группе 204 скважин. Каждая скважина во второй группе 204 скважин может находиться на расстоянии 234 от соседней скважины в первой группе 202 скважин. Скважины второй группы 204 скважин могут находиться на расстоянии от соседних скважин третьей группы 212 скважин. Каждая скважина во второй группе 204 скважин может находиться на расстоянии 244 от соседней скважины в третьей группе 212 скважин. Каждая скважина в третьей группе 212 скважин может находиться на расстоянии 244 от соседней скважины во второй группе 204 скважин. Скважины первой группы 202 скважин могут находиться на расстоянии от соседних скважин третьей группы скважин. Каждая скважина в первой группе 202 скважин может находиться на расстоянии 244 от соседней скважины в третьей группе 212 скважин. Каждая скважина в третьей группе скважин может находиться на расстоянии 244 от соседней скважины в первой группе 202 скважин.
Как показано на фиг. 2d, в некоторых вариантах осуществления каждая скважина в первой группе 202 скважин окружена четырьмя скважинами второй группы 204 скважин. Четыре скважины во второй группе скважин могут быть, в свою очередь, окружены восьмью скважинами третьей группы 212 скважин. В данном варианте осуществления устройства для добычи нефти, простого эфира и воды из пласта могут находиться на скважинах первой группы 202 скважин, устройства для закачивания эфирсодержащей композиции в пласт могут находиться на скважинах второй группы 204 скважин, и устройства для закачивания в пласт несмешивающейся с нефтью композиции, имеющей содержание солей не более 5% масс, содержащей воду, имеющую содержание солей не более 5% масс, могут находиться на скважинах третьей группы 212 скважин.
Эфирсодержащая композиция может быть закачана в пласт на скважинах второй группы 204 скважин, и несмешивающаяся с нефтью композиция может быть закачана в пласт на скважинах третьей группы 212 скважин, при этом эфирсодержащая композиция мобилизует нефть для добычи на скважинах первой группы 202 скважин, и несмешивающаяся с нефтью композиция направляет эфирсодержащую композицию и мобилизованную простым эфиром нефть для добычи на скважинах первой группы скважин, с одновременным извлечением эфира из остаточной нефти для добычи на скважинах первой группы 202 скважин вместе с частью несмешивающейся с нефтью композиции.
В некоторых вариантах осуществления расстояние 230 по горизонтали составляет от 5 до 1000 м, или от 10 до 500 м, или от 20 до 250 м, или от 30 до 200 м, или от 50 до 150 м, или от 90 до 120 м, или 100 м.
В некоторых вариантах осуществления расстояние 232 по вертикали составляет от 5 до 1000 м, или от 10 до 500 м, или от 20 до 250 м, или от 30 до 200 м, или от 50 до 150 м, или от 90 до 120 м, или 100 м.
В некоторых вариантах осуществления расстояние 236 по горизонтали составляет от 5 до 1000 м, или от 10 до 500 м, или от 20 до 250 м, или от 30 до 200 м, или от 50 до 150 м, или от 90 до 120 м, или 100 м.
В некоторых вариантах осуществления расстояние 238 по вертикали составляет от 5 до 1000 м, или от 10 до 500 м, или от 20 до 250 м, или от 30 до 200 м, или от 50 до 150 м, или от 90 до 120 м, или 100 м.
В некоторых вариантах осуществления расстояние 240 по горизонтали составляет от 5 до 1000 м, или от 10 до 500 м, или от 20 до 250 м, или от 30 до 200 м, или от 50 до 150 м, или от 90 до 120 м, или 100 м.
В некоторых вариантах осуществления расстояние 242 по вертикали составляет от 5 до 1000 м, или от 10 до 500 м, или от 20 до 250 м, или от 30 до 200 м, или от 50 до 150 м, или от 90 до 120 м, или 100 м.
В некоторых вариантах осуществления расстояние 234 составляет от 5 до 1000 м, или от 10 до 500 м, или от 20 до 250 м, или от 30 до 200 м, или от 50 до 150 м, или от 90 до 120 м, или 100 м. В некоторых вариантах осуществления расстояние 244 составляет от 5 до 1000 м, или от 10 до 500 м, или от 20 до 250 м, или от 30 до 200 м, или от 50 до 150 м, или от 90 до 120 м, или 100 м. В некоторых вариантах осуществления расстояние 246 больше, чем расстояние 244, и составляет от 5 до 1000 м, или от 10 до 500 м, или от 20 до 250 м, или от 30 до 200 м, или от 50 до 150 м, или от 90 до 120 м, или 100 м.
В некоторых вариантах осуществления множество 200 скважин может включать в
себя от 10 до 1500 скважин, например, от 5 до 500 скважин в первой группе 202 скважин, и от 5 до 500 скважин во второй группе 204 скважин, и от 5 до 500 скважин в третьей группе 212 скважин.
В некоторых вариантах осуществления множество 200 скважин можно представить как вид сверху с первой группой 202 скважин, второй группой 204 скважин и третьей группой 212 скважин, которые являются вертикальными скважинами, расположенными на определенном расстоянии друг от друга на некотором участке земли. В некоторых вариантах осуществления множество 200 скважин можно представить как вид сбоку в поперечном сечении с первой группой 202 скважин, второй группой 204 скважин и третьей группой 212 скважин, которые являются горизонтальными скважинами, расположенными на определенном расстоянии друг от друга в пласте.
В варианте осуществления эфирсодержащая композиция может быть закачана в пласт на вторых скважинах второй группы 204 скважин. Несмешивающаяся с нефтью композиция, имеющая содержание солей не более 5% масс, содержащая воду, имеющую содержание солей не более 5% масс, может быть закачана в пласт на третьих скважинах третьей группы 212 скважин, одновременно с закачиванием в пласт эфирсодержащей композиции или после закачивания в пласт эфирсодержащей композиции. Нефть, простой эфир и вода могут быть добыты из пласта на первых скважинах первой группы 202 скважин. Как проиллюстрировано, несмешивающаяся с нефтью композиция имеет профиль 214 нагнетания, который может перекрываться с профилем нагнетания 208 эфирсодержащей композиции, и профиль нагнетания эфирсодержащей композиции может перекрываться с профилем 206 извлечения нефти. Предпочтительно, профиль 208 нагнетания несмешивающейся с нефтью композиции может перекрываться как с профилем 208 нагнетания композиции DME, так и с профилем 206 извлечения нефти.
Система настоящего изобретения может содержать устройство для получения эфирсодержащей композиции. Устройство для получения эфирсодержащей композиции может конвертировать углеводород в простой эфир, имеющий от 2 до 6 атомов углерода, с помощью любого известного способа осуществления такой конверсии, как известно в области техники. Например, композиция диметилового эфира может быть получена устройством для конверсии углеводорода в DME любым известным способом конверсии углеводорода в DME. В варианте осуществления устройство для получения композиции диметилового эфира может конвертировать природный газ, выделенный из пласта, в синтез-газ, образовывать метанол из синтез-газа и производить композицию диметилового эфира из метанола. В патентах США № 7168265; 7100692 и 7083662 описаны подходящие способы получения диметилового эфира из природного газа, которые могут
использоваться устройством для получения композиции диметилового эфира.
Устройство для получения эфирсодержащей композиции может смешивать простой эфир, содержащий от 2 до 6 атомов углерода, с одним или несколькими смешивающимися с нефтью агентами повышения нефтеотдачи для получения эфирсодержащей композиции. Один или несколько агентов повышения нефтеотдачи, которые могут быть смешаны с простым эфиром для получения эфирсодержащей композиции, могут содержать метанол, углекислый газ, С1-С6 углеводороды, азот, сольвент-нафту, растворитель битума, керосин, ксилол, трихлорэтан и их смеси.
Устройство для получения эфирсодержащей композиции может содержать устройство нагревания эфирсодержащей композиции для понижения вязкости текучих сред в пласте. Для нагревания эфирсодержащей композиции перед закачиванием эфирсодержащей композиции в пласт могут использоваться обычные нагревательные устройства.
Устройство для получения эфирсодержащей композиции предпочтительно находится на той же самой скважине, где расположено устройство для закачивания эфирсодержащей композиции в пласт. Например, если устройство для закачивания эфирсодержащей композиции в пласт расположено на скважине первой группы 202 скважин, - устройство для получения эфирсодержащей композиции может находиться на той же самой скважине первой группы 202 скважин.
Система настоящего изобретения может включать в себя устройство для отделения смеси из простого эфира, содержащего от 2 до 6 атомов углерода, и воды, от нефти, добытой устройством для добычи нефти из пласта. Устройство для отделения смеси простого эфира и воды от нефти предпочтительно расположено на скважине из группы скважин, на которой находится устройство для добычи нефти из пласта. Устройство для добычи нефти из пласта в дополнение к нефти может добывать простой эфир и воду, причем простой эфир и вода могут быть отделены от нефти, добытой из пласта, устройством для отделения простого эфира и воды от нефти.
Устройство для отделения смеси из простого эфира, содержащего от 2 до 6 атомов углерода, и воды, от нефти, добытой из пласта, может содержать газожидкостный сепаратор для разделения газоэфирной смеси из добытой нефти, жидкой части простого эфира и воды, жидкость-жидкостный сепаратор для разделения жидкой фазы нефти от фазы простой эфир/вода, и/или скруббер для отделения простого эфира от газа с помощью промывки газа водой.
Система настоящего изобретения может содержать устройство для получения несмешивающейся с нефтью композиции, имеющей содержание солей не более 5% масс,
которая состоит из воды, имеющей содержание солей не более 5% масс. Устройство для получения несмешивающейся с нефтью композиции может быть расположено на одной или нескольких скважинах, где находится устройство для закачивания несмешивающейся с нефтью композиции. Устройство для получения несмешивающейся с нефтью композиции может содержать источник воды и устройство для удаления солей из источника воды. Устройство для удаления солей из источника воды может быть традиционным устройством для обессоливания воды, например, установкой нанофильтрации, использующей одну или несколько нанофильтрационных мембран, установкой обратного осмоса, использующей одну или несколько мембран обратного осмоса, сочетанием нанофильтрационных мембран и мембран обратного осмоса или дистилляционной колонной для дистиллирования воды.
В способе настоящего изобретения эфирсодержащая композиция, содержащая простой эфир с 2-6 атомами углерода, закачивается в нефтесодержащий пласт, например, в подземный пласт, содержащий нефть. Эфирсодержащая композиция может быть приведена в контакт с нефтью в пласте для мобилизации нефти в пласте, при этом мобилизованная нефть может быть добыта из пласта. Мобилизация нефти оставляет остаточную нефть в пласте, которая содержит часть простого эфира эфирсодержащей композиции. Несмешивающуюся с нефтью композицию закачивают в пласт, при этом несмешивающаяся с нефтью композиция имеет содержание солей не более 5% масс, и содержит воду, имеющую содержание солей не более 5% масс. Несмешивающаяся с нефтью композиция может направлять мобилизованную нефть и эфирсодержащую композицию через пласт для добычи, и отделяет часть простого эфира из остаточной нефти в несмешивающуюся с нефтью композицию с помощью выделения из остаточной нефти в воду. Нефть, простой эфир и воду получают из пласта, при этом нефть может включать мобилизованную нефть, и простой эфир может включать простой эфир, выделенный из остаточной нефти с помощью несмешивающейся с нефтью композиции.
Закачивание эфирсодержащей композиции в пласт, содержащий нефть, может осуществляться любым известным способом закачивания жидкости и/или газа в пласт, в зависимости от состояния эфирсодержащей композиции. Один подходящий способ представляет собой закачивание эфирсодержащей композиции в пласт через канал в первой скважине, позволяющий эфирсодержащей композиции впитываться в пласт для мобилизации там нефти, и затем добычу по меньшей мере части мобилизованной нефти и по меньшей мере части простого эфира с помощью откачивания мобилизованной нефти и простого эфира из пласта через канал в первой скважине. Другой подходящий способ представляет собой закачивание эфирсодержащей композиции в пласт через канал в
первой скважине, позволяющий эфирсодержащей композиции мобилизовать нефть в пласте, и добычу по меньшей мере части мобилизованной нефти и по меньшей мере части простого эфира с помощью откачивания мобилизованной нефти и простого эфира из пласта через канал во второй скважине. Выбор способа, используемого для закачивания эфирсодержащей композиции в пласт, не имеет решающего значения.
Количество эфирсодержащей композиции, закачанной в пласт, может быть количеством, достаточным для мобилизации нефти в пласте для добычи из пласта. Количество эфирсодержащей композиции, закачанной в пласт, может составлять от 0,05 до 0,75 от порового объема пласта, или от 0,1 до 0,5, или от 0,15 до 0,3 от порового объема пласта. Количество эфирсодержащей композиции, закачанной в пласт, может быть выбрано так, чтобы являться достаточным количеством для повышения подвижности нефти в пласте. Количество эфирсодержащей композиции, закачанной в пласт, может представлять собой количество, выбранное так, чтобы быть достаточным для понижения вязкости нефти в пласте по сравнению с вязкостью нефти в пласте перед закачиванием эфирсодержащей композиции в пласт. Количество эфирсодержащей композиции, закачанной в пласт, может быть выбрано так, чтобы быть количеством, эффективным для понижения точки разгазирования нефти в пласте.
Эфирсодержащая композиция может быть закачана в пласт при давлении, превышающем пластовое давление, измеренное непосредственно перед закачиванием эфирсодержащей композиции в пласт. Эфирсодержащая композиция может закачиваться в пласт при давлении до давления гидроразрыва пласта. В некоторых вариантах осуществления эфирсодержащая композиция может закачиваться в пласт при давлении ниже давления гидроразрыва пласта, например, от примерно 40% до примерно 90% от давления гидроразрыва пласта. Эфирсодержащая композиция может закачиваться в пласт при давлении от более 0 до 37000 кПа выше пластового давления, измеренного непосредственно перед закачиванием эфирсодержащей композиции в пласт.
Эфирсодержащая композиция может быть нагрета для понижения вязкости текучих сред в пласте. Эфирсодержащая композиция может быть нагрета до температуры от 40°С до 275°С, или от 50°С до 200°С, или от 75°С до 150°С. Эфирсодержащая композиция может быть нагрета перед закачиванием в пласт для понижения вязкости текучих сред в пласте, например, тяжелых нефтей, парафинов, асфальтенов и т.д. Эфирсодержащая композиция также может быть нагрета и/или доведена до состояния кипения при ее нахождении внутри пласта с помощью использования нагретой текучей среды или нагревателя для понижения вязкости текучих сред в пласте. В некоторых вариантах осуществления нагретая вода и/или водяной пар могут использоваться для нагревания
и/или испарения эфирсодержащей композиции в пласте. В некоторых вариантах осуществления эфирсодержащая композиция может быть нагрета и/или доведена до температуры кипения при нахождении внутри пласта с помощью нагревателя. Один подходящий нагреватель описан в канадском патенте № 2503394.
Эфирсодержащая композиция может быть смешана с нефтью в пласте с образованием смеси, которая может быть добыта из пласта через скважину. Смешивание эфирсодержащей композиции с нефтью в пласте может мобилизовать ранее неподвижную нефть, при этом мобилизованная смесь нефть/эфирсодержащая композиция является подвижной в пласте и может перемещаться через пласт к скважине, из которой смесь может быть добыта из пласта, тем самым создавая возможность добычи ранее неподвижной нефти из пласта. Мобилизация и перемещение ранее неподвижной нефти через пласт с помощью смешивания эфирсодержащей композиции и нефти может оставлять остаточную нефть в пласте. Часть простого эфира из эфирсодержащей композиции может оставаться с остаточной нефтью в пласте.
Закачивание несмешивающейся с нефтью композиции в пласт может осуществляться любым известным способом закачивания жидкости и/или газа в пласт, в зависимости от состояния несмешивающейся с нефтью композиции. Несмешивающаяся с нефтью композиция может быть закачана в пласт после закачивания в пласт эфирсодержащей композиции. В одном варианте осуществления в первый период времени эфирсодержащая композиция может быть закачана в пласт на первой скважине и получает возможность впитаться в пласт для мобилизации нефти в пласте, и, впоследствии, нефть и простой эфир могут быть добыты из первой скважины. Затем, в течение второго периода времени, следующего за первым периодом времени, несмешивающаяся с нефтью композиция может быть закачана в пласт на первой скважине и получает возможность впитаться в пласт для извлечения простого эфира из остаточной нефти, и затем нефть, простой эфир и вода могут быть добыты из первой скважины. В другом варианте осуществления в первый период времени эфирсодержащая композиция может быть закачана в пласт на первой скважине. Впоследствии, во второй период времени, несмешивающаяся с нефтью композиция может быть закачана в пласт на первой скважине. Нефть, простой эфир и вода могут быть добыты из пласта на второй скважине по прошествии первого и второго периодов времени. Эфирсодержащая композиция может быть закачана на первой скважине для мобилизации нефти в пласте, направляемой для добычи на второй скважине. Несмешивающаяся с нефтью композиция может быть закачана на первой скважине для направления смеси эфирсодержащей композиции и мобилизованной нефти через пласт для добычи на второй скважине. Несмешивающаяся с
нефтью композиция может перемещаться через пласт из первой скважины ко второй скважине и извлекать простой эфир из остаточной нефти в пласте для добычи на второй скважине. В другом варианте осуществления эфирсодержащая композиция и несмешивающаяся с нефтью композиция, имеющая содержание солей не более 5% масс, содержащая воду, имеющую содержание солей не более 5% масс, могут быть закачаны вместе в нефтеносный пласт на первой скважине, и нефть, простой эфир и вода могут быть добыты из пласта на второй скважине. В качестве альтернативы, эфирсодержащая композиция и несмешивающаяся с нефтью композиция, имеющая содержание солей не более 5% масс, содержащая воду, имеющую содержание солей не более 5% масс, могут быть закачаны вместе в нефтеносный пласт на второй скважине, и нефть, простой эфир и вода могут быть добыты из пласта на первой скважине.
В другом варианте осуществления эфирсодержащая композиция может быть закачана в пласт на первой скважине. Нефть, простой эфир и вода могут быть добыты из пласта на второй скважине. Несмешивающаяся с нефтью композиция может быть закачана в пласт на третьей скважине. Первая, вторая и третья скважины могут быть расположены в пласте таким образом, что эфирсодержащая композиция мобилизует нефть в пласте для добычи на второй скважине, и несмешивающаяся с нефтью композиция направляет эфирсодержащую композицию и мобилизованную нефть через пласт для добычи на второй скважине, причем несмешивающаяся с нефтью композиция извлекает простой эфир из остаточной нефти в пласте и может перемещаться через пласт для добычи извлеченного простого эфира и воды на второй скважине. Эфирсодержащая композиция и несмешивающаяся с нефтью композиция могут закачиваться за одинаковый период времени из первой и третьей скважин соответственно, или эфирсодержащая композиция может закачиваться в пласт на первой скважине в течение первого периода времени, и несмешивающаяся с нефтью композиция может закачиваться в пласт на третьей скважине в течение второго периода времени, при этом начало второго периода времени следует после начала первого периода времени. Количество несмешивающейся с нефтью композиции, закачиваемой в пласт, может являться количеством, достаточным для направления смеси эфирсодержащей композиции и мобилизованной нефти через пласт для добычи из пласта и/или для извлечения по меньшей мере части простого эфира из остаточной нефти в пласте для добычи из пласта. Количество эфирсодержащей композиции, закачанной в пласт, может составлять от 0,05 до 0,75 от порового объема пласта, или от 0,1 до 0,5, или от 0,15 до 0,3 от порового объема пласта, или количество эфирсодержащей композиции может быть по меньшей мере равным поровому объему пласта, или может быть в 1-2,5 раза, или в 1,1-2,0 раза, или в 1,2-1,5 раза больше порового
объема пласта. Объемное отношение количества несмешивающейся с нефтью композиции, закачанной в пласт, к количеству эфирсодержащей композиции, закачанной в пласт, может составлять от 1,3:1,0 до 50:1, или от 3:1 до 15:1.
Несмешивающаяся с нефтью композиция может быть закачана в пласт при давлении, превышающем пластовое давление, измеренное непосредственно перед закачиванием несмешивающейся с нефтью композиции в пласт. Несмешивающаяся с нефтью композиция может закачиваться в пласт при давлении до давления гидроразрыва пласта. Несмешивающаяся с нефтью композиция может закачиваться в пласт при давлении от более 0 до 37000 кПа выше пластового давления, измеренного непосредственно перед закачиванием несмешивающейся с нефтью композиции в пласт.
Несмешивающаяся с нефтью композиция может быть нагрета. Несмешивающаяся с нефтью композиция может быть нагрета до температуры от 40°С до 275°С, или от 50°С до 200°С, или от 75°С до 150°С. Несмешивающаяся с нефтью композиция может быть нагрета перед закачиванием в пласт. Несмешивающаяся с нефтью композиция может также быть нагрета при ее нахождении внутри пласта с помощью использования нагретой текучей среды или нагревателя.
Добыча нефти и простого эфира из пласта может осуществляться любым известным способом. Подходящие способы включают подводную добычу, поверхностную добычу, вторичную или третичную добычу. Выбор способа, используемого для добычи нефти и простого эфира из подземного пласта, не имеет решающего значения.
Обратимся теперь к фиг. За и ЗЬ, на которых проиллюстрирована система 300 в некоторых вариантах осуществления изобретения. Система 300 содержит подземный пласт 302, подземный пласт 304, подземный пласт 306 и подземный пласт 308. На поверхности размещено оборудование 310. Скважина 312 пересекает пласты 302 и 304 и имеет отверстия в месте нахождения пласта 306. Участки 314 пласта 306 могут быть опционально подвергнуты гидроразрыву и/или перфорированы. В процессе первичной добычи нефть и газ из пласта 306 притекают в участки 314, затем в скважину 312 и перемещаются вверх к оборудованию 310. Оборудование 310 обеспечивает затем отделение газа, направляемого к средствам 316 обработки газа, от жидкости, которую транспортируют в хранилище 318 для жидкости. Оборудование 310 также содержит хранилище 330 для эфирсодержащей композиции и хранилище 332 для несмешивающейся с нефтью композиции. Как показано на фиг. За, эфирсодержащая композиция может нагнетаться в скважину 312, что показано направленной вниз стрелкой, и закачиваться в пласт 306. В варианте осуществления способа настоящего изобретения эфирсодержащая композиция может закачиваться в пласт через скважину 312 для мобилизации и
направления нефти в пласте к добывающей скважине для добычи из пласта. Несмешивающаяся с нефтью композиция, имеющая содержание солей не более 5% масс, содержащая воду, имеющую содержание солей не более 5% масс, может затем быть закачана в пласт через скважину 312 непосредственно после окончания закачивания эфирсодержащей композиции в пласт для извлечения простого эфира из остаточной нефти и для направления нефти и простого эфира в пласте к добывающей скважине для добычи из пласта.
В качестве альтернативы, эфирсодержащая композиция может быть оставлена для впитывания в пласте 306 на некоторый период времени от примерно 1 часа до примерно 15 дней, например, от примерно 5 до примерно 50 часов. Во время периода впитывания эфирсодержащая композиция может смешиваться с нефтью и мобилизовывать нефть в пласте 306. После завершения периода впитывания, как показано на фиг. ЗЬ, смесь мобилизованной нефти и эфирсодержащей композиции затем может направляться обратно вверх по скважине 312 к оборудованию 310, как показано стрелкой вверх. После добычи смеси из мобилизованной нефти и эфирсодержащей композиции, как показано на фиг. За, несмешивающаяся с нефтью композиция может быть закачана в скважину 312, как показано стрелкой вниз, и закачана в пласт. Несмешивающаяся с нефтью композиция может быть оставлена для впитывания в пласте 306 на некоторый период времени от примерно 1 часа до примерно 15 дней, например, от примерно 5 до примерно 50 часов. Во время периода впитывания несмешивающаяся с нефтью композиция может контактировать с остаточной нефтью в пласте 306 и извлекать простой эфир из остаточной нефти. После завершения периода впитывания, как показано на фиг. ЗЬ, несмешивающаяся с нефтью композиция вместе с некоторым количеством простого эфира, извлеченного из остаточной нефти, затем может извлекаться обратно вверх по скважине 312 к оборудованию 310, как показано стрелкой вверх.
В качестве альтернативы, эфирсодержащая композиция и несмешивающаяся с нефтью композиция могут быть закачаны в пласт вместе через скважину 312 для направления нефти и простого эфира к добывающей скважине для добычи из пласта.
Оборудование 310 выполнено с возможностью отделять нефть от простого эфира и воды, извлеченных из пласта. Отделение может быть осуществлено с помощью оборудования 310, например, путем разделения фаз, промывки, очистки или дистилляции. Отделенные простой эфир и вода могут быть повторно закачаны в пласт как часть эфирсодержащей композиции с помощью обратной закачки в скважину 312.
В некоторых вариантах осуществления скважина 312, показанная на фиг. За, служащая для закачивания в пласт 306, может представлять собой скважину из группы
202 скважин, и скважина 312, показанная на фиг. ЗЬ, используемая для добычи из пласта 306, может представлять собой скважину из группы 204 скважин.
В некоторых вариантах осуществления скважина 312, показанная на фиг. За, служащая для закачивания в пласт 306, может представлять собой скважину из группы 204 скважин, и скважина 312, показанная на фиг. ЗЬ, используемая для добычи из пласта 306, может представлять собой скважину из группы 202 скважин.
Обратимся теперь к фиг. Зс, на которой проиллюстрирована система 400 в некоторых вариантах осуществления изобретения. Система 400 содержит подземный пласт 402, пласт 404, пласт 406 и пласт 408. Производственное оборудование 410 установлено на поверхности. Скважина 412 пересекает пласты 402 и 404 и снабжена отверстиями в месте нахождения пласта 406. Участки 414 пласта могут быть опционально подвергнуты гидроразрыву и/или перфорированы. В ходе добычи нефти из пласта 406 она поступает на участки 414 и перемещается вверх по скважине 412 к оборудованию 410. Газ и жидкость могут быть разделены, и газ может быть направлен в хранилище 416 для газа, и жидкость может быть направлена в хранилище 418 для жидкости. Оборудование 410 выполнено с возможностью получения и/или хранения эфирсодержащей композиции, которая может быть получена и может храниться в резервуаре 430 для производства и хранения. Диметиловый эфир, диэтиловый эфир и/или другие простые эфиры из скважины 412 могут быть направлены к резервуару 430 для производства и хранения эфирсодержащей композиции. Оборудование 410 также выполнено с возможностью получения и/или хранения несмешивающейся с нефтью композиции, которая может быть получена и/или может храниться в резервуаре 440 для производства и хранения.
Эфирсодержащая композиция закачивается в пласт 406 нагнетанием эфирсодержащей композиции в скважину 432 к участкам 434 пласта 406. Эфирсодержащая композиция перемещается по пласту 406, чтобы способствовать добыче нефти с помощью мобилизации нефти в пласте 406 для добычи на скважине 412, и затем эфирсодержащая композиция и нефть могут добываться на скважине 412 с поступлением к оборудованию 410. Эфирсодержащая композиция затем может быть рециклирована, например, с помощью отделения эфирсодержащей композиция от нефти разделением фаз или дистилляцией или мгновенным испарением смеси нефти и эфирсодержащей композиции, и затем обратной закачки эфирсодержащей композиции в скважину 432.
После закачивания эфирсодержащей композиции в пласт 406 через скважину 432, или вместе с закачиванием эфирсодержащей композиции, несмешивающаяся с нефтью композиция закачивается в пласт 406 нагнетанием несмешивающейся с нефтью композиции в скважину 432. Несмешивающаяся с нефтью композиция перемещается по
пласту 406 для направления смеси эфирсодержащей композиции и мобилизованной нефти для добычи на скважине 412. Несмешивающаяся с нефтью композиция извлекает простой эфир, оставшийся в остаточной нефти при прохождении эфирсодержащей композиции через пласт, и смесь несмешивающейся с нефтью композиции и простого эфира, извлеченного из остаточной нефти, добываются на добывающей скважине 412.
В некоторых вариантах осуществления скважина 412, через которую добывают нефть, принадлежит к группе 202 скважин, и скважина 432, которую используют для закачивания эфирсодержащей композиции и несмешивающейся с нефтью композиции, принадлежит к группе 204 скважин.
В некоторых вариантах осуществления скважина 412, через которую добывают нефть, принадлежит группе 204 скважин, и скважина 432, которую используют для закачивания эфирсодержащей композиции и несмешивающейся с нефтью композиции, принадлежит к группе 202 скважин.
Обратимся теперь к фиг. 3d, на которой проиллюстрирована система 500 в некоторых вариантах осуществления изобретения. Система 500 содержит подземный пласт 502, пласт 504, пласт 506 и пласт 508. Производственное оборудование 510 установлено на поверхности. Скважина 512 пересекает пласты 502 и 504 и снабжена отверстиями в месте нахождения пласта 506. Участки 514 пласта могут быть опционально подвергнуты гидроразрыву и/или перфорированы. В ходе добычи нефти из пласта 506 она поступает на участки 514 и перемещается вверх по скважине 512 к оборудованию 510. Газ и жидкость могут быть разделены, и газ может быть направлен в хранилище 516 для газа, и жидкость может быть направлена в хранилище 518 для жидкости. Оборудование 510 выполнено с возможностью получения и/или хранения эфирсодержащей композиции, которая может быть получена и может храниться в резервуаре 530 для производства и хранения. Диметиловый эфир, диэтиловый эфир и/или другие простые эфиры из скважины 512 могут быть направлены к резервуару 530 для производства и хранения. Оборудование 510 также выполнено с возможностью получения и/или хранения несмешивающейся с нефтью композиции, которая может быть получена и/или может храниться в резервуаре 540 для производства и хранения.
Эфирсодержащая композиция закачивается в пласт 506 нагнетанием эфирсодержащей композиции в скважину 532 к участкам 534 пласта 506. Эфирсодержащая композиция перемещается по пласту 506, чтобы способствовать добыче нефти с помощью мобилизации нефти в пласте 506 для добычи на скважине 512, и затем эфирсодержащая композиция и нефть могут добываться на скважине 512с поступлением к оборудованию 510. Эфирсодержащая композиция затем может быть рециклирована,
например, с помощью отделения эфирсодержащей композиция от нефти разделением фаз или дистилляцией или мгновенным испарением смеси нефти и эфирсодержащей композиции, и затем обратной закачки эфирсодержащей композиции в скважину 532.
После первоначального закачивания эфирсодержащей композиции в пласт 506 через скважину 532, несмешивающаяся с нефтью композиция закачивается в пласт 506 нагнетанием несмешивающейся с нефтью композиции в скважину 542 с поступлением к участкам 544 пласта 506. Несмешивающаяся с нефтью композиция перемещается по пласту 506 для направления смеси эфирсодержащей композиции и мобилизованной нефти для добычи на скважине 512. Несмешивающаяся с нефтью композиция извлекает простой эфир, оставшийся в остаточной нефти, при прохождении эфирсодержащей композиции через пласт, и смесь несмешивающейся с нефтью композиции и простого эфира, извлеченного из остаточной нефти, добываются на добывающей скважине 512.
В некоторых вариантах осуществления скважина 512, через которую добывают нефть, принадлежит группе 202 скважин, и скважина 532, которую используют для закачивания эфирсодержащей композиции, принадлежит к группе 204 скважин, и скважина 542, которую используют для закачивания несмешивающейся с нефтью композиции, принадлежит к группе 212 скважин.
В некоторых вариантах осуществления простой эфир из эфирсодержащей композиции добывают из пласта с нефтью. В некоторых вариантах осуществления воду из несмешивающейся с нефтью композиции добывают из пласта с нефтью и простым эфиром из эфирсодержащей композиции.
В некоторых вариантах осуществления добытая нефть может быть транспортирована на нефтеперерабатывающий завод и/или к оборудованию для очистки и переработки. Нефть может быть переработана для получения промышленных продуктов, таких как транспортные топлива, включающие бензин и дизельное топливо, горючее для отопительных целей, смазки, химические реагенты и/или полимеры. Переработка может включать перегонку и/или фракционную перегонку нефти с получением одной или более фракций перегонки. В некоторых вариантах осуществления нефть и/или одна или несколько фракций перегонки могут быть подвергнуты переработке одним или более из следующих способов: каталитический крекинг, гидрокрекинг, гидроочистка, коксование, термический крекинг, перегонка, риформинг, полимеризация, изомеризация, алкилирование, смешивание и депарафинизация.
Эфирсодержащая композиция, используемая в системе и способе настоящего изобретения, содержит простой эфир, содержащий от 2 до 6 атомов углерода. Эфирсодержащая композиция может содержать один или несколько простых эфиров,
выбранных из группы, состоящей из диметилового эфира, диэтилового эфира, метилтретбутилового эфира, этилтретбутилового эфира, третичного амилметилового эфира, метилэтилового эфира, диметоксиметана и полидиметоксиметана. Эфирсодержащая композиция может содержать от 5 до 100% масс, одного или нескольких простых эфиров, или может содержать от 10-95%) масс, или от 25-90%) масс, или от 40-85%о масс, или по меньшей мере 50%> масс, или по меньшей мере 75%> масс, или по меньшей мере 80% масс, или по меньшей мере 90% масс, или по меньшей мере 95%о масс, или по меньшей мере 97% масс, или 100%> масс, одного или нескольких простых эфиров. В варианте осуществления эфирсодержащая композиция может содержать от 5 до 100%) масс, или может содержать от 10-95%. масс, или от 25-90%) масс, или от 40-85%) масс, или по меньшей мере 50% масс, или по меньшей мере 75% масс, или по меньшей мере 80%) масс, или по меньшей мере 90% масс, или по меньшей мере 95%) масс, или по меньшей мере 97% масс, или 100%) масс, диметилового эфира.
Эфирсодержащая композиция может содержать другие, отличные от простого эфира компоненты. Эфирсодержащая композиция может содержать воду, азот, углекислый газ, монооксид углерода, сероводород и углеводороды, отличные от простых эфиров, включающие: гликоли, такие как моноэтиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль и тетраэтиленгликоль; этанол, метанол или другие спирты, ацетали, полиолы, метилизобутилкарбинол, бутилпропионат, метилацетат, этилацетат, третичный бутилацетат или другие сложные эфиры, метилэтилкетон, метилизобутилкетон, ацетон или другие кетоны, диметилкарбонат, диэтилкарбонат, октан, пентан, сжиженный нефтяной газ, С2-С6-алифатические углеводороды, дизельное топливо, уайт-спирит, сольвент-нафту, растворитель битума, керосин, ксилол и/или трихлорэтан. Любая вода в эфирсодержащей композиции может иметь содержание солей, которое по меньшей мере на 1%> масс, или по меньшей мере на 2%> масс, или по меньшей мере на 5% масс, или по меньшей мере на 10%> масс, больше, чем содержание солей в несмешивающейся с нефтью композиции.
Несмешивающаяся с нефтью композиция, используемая в системе и способе настоящего изобретения, имеет содержание солей не более 5%> масс, и содержит воду, имеющую содержание солей не более 5% масс. Несмешивающаяся с нефтью композиция может содержать по меньшей мере 80%) масс, или по меньшей мере 90%> масс, или по меньшей мере 95%о масс, или по меньшей мере 91% масс, воды, имеющей содержание солей не более 5% масс. В варианте осуществления несмешивающаяся с нефтью композиция состоит из воды, имеющей содержание солей не более 5% масс. Вода несмешивающейся с нефтью композиции имеет содержание солей не более 5%> масс, и
может иметь содержание солей не более 3% масс, или не более 2% масс, или не более 1% масс. Вода несмешивающейся с нефтью композиции может быть в газообразной или жидкой форме. Несмешивающаяся с нефтью композиция может содержать подходящие несмешивающиеся с нефтью компоненты, смешанные с водой несмешивающейся с нефтью композиции, включающие воздух и/или азот.
Для обеспечения лучшего понимания настоящего изобретения приводятся следующие примеры конкретных аспектов некоторых вариантов осуществления. Нижеследующие примеры никоим образом не следует считать ограничивающими или определяющими объем изобретения. Объем изобретения должен определяться прилагаемой формулой изобретения.
Пример
Эксперименты проводились с целью определения влияния соли на растворимость DME в воде. Растворимость DME в солевых растворах 3, 10 и 20% NaCl и в пресной воде (0%) масс. NaCl) измеряли при давлении 3,4 МПа (500 фунт/кв. дюйм), 6,9 МПа (1000 фунт/кв. дюйм) и 10,3 МПа (1500 фунт/кв. дюйм) для изотерм 20°С и 50°С. Растворимость DME в 10%) масс. NaCl измеряли при давлении 3447 кПа (500 фунт/кв.дюйм абс), 6895 кПа (1000 фунт/кв.дюйм абс.) и 10342 кПа (1500 фунт/кв.дюйм абс.) для использования в качестве основы для проверки экстраполяции к более высоким температурам. Протокол эксперимента приводится в таблице 1.
Таблица 1
Т(°С)
LLE, соотношение PVT под землей
VLE и VLLE, поверхностное оборудование
Данные парожидкостного равновесия (VLE) измеряли на первом этапе измерений жидкость-жидкостного равновесия. Взвешенный солевой раствор добавляли в автоклав и нагревали до выбранной температуры при перемешивании. После того, как солевой раствор достигал термического равновесия, пар выпускали из автоклава во взвешенную ловушку для удаления легких газов, таких как азот или углекислый газ. После того, как раствор возвращался к температуре, давление измеряли с помощью датчика давления. Температура и давление регистрировались через десятисекундные интервалы компьютером.
Аликвоты измеренного объема дегазированного диметилового эфира (DME) затем
добавляли в автоклав из насоса. Давление измеряли после стабилизации давления и температуры. Затем добавляли аликвоты DME к смеси солевого раствора до тех пор, пока не сформировалась вторая жидкая фаза (давление больше не изменялось при добавлении DME). Давление в данном состоянии также измеряли.
Данные к этому моменту представляли собой массы солевого раствора и DME (вычисленные по объему), добавленные в автоклав, и итоговое давление равновесия. Эти значения вместе с объемом камеры, температурой и критическими свойствами воды и DME были использованы для получения равновесных композиций жидкости и пара с использованием алгоритма мгновенного испарения и уравнения коэффициента активности. Неслучайное двужидкостное уравнение было выбрано для моделирования отклонения жидкой фазы от идеальной. Плотности жидкости, необходимые для процедуры мгновенного испарения, измеряли или брали из опубликованных плотностей солевого раствора, и плотность пара рассчитывали из уравнения состояния Пенга-Робинсона.
Как только появлялась вторая жидкая фаза, богатая DME, мешалку отключали и содержимому автоклава давали возможность отстояться. Затем аликвоты из нижней жидкой фазы медленно втягивали во взвешенный приемник образца. Этот приемник образца соединяли с пустым взвешенным мешком для газа. Во время отбора образцов большая часть DME в образце испарялась из образца солевого раствора и поступала в мешок для газа. Смесь солевого раствора в приемнике образца перемешивали взрывобезопасной магнитной мешалкой, чтобы способствовать мгновенному испарению DME. Приемник также термостатировали при 30°С, для обеспечения совместимых условий для конечного состояния образцов.
После отбора образца приемник и мешок для газа оставляли для установления равновесия на 10-20 минут. После этого приемник образца и мешок для газа взвешивали. Влияние выталкивающей силы атмосферы на мешок для газа учитывали для определения фактической массы DME, отобранного в мешке.
Количество DME, по-прежнему растворенное в образце солевого раствора при 30°С и атмосферном давлении, определяли на основе измеренных данных парожидкостного равновесия. Небольшую поправку также вносили для количества водяного пара, которое оставалось в приемнике образца и было отобрано в мешок для газа. Как правило, четыре образца отбирали при данном условии, при этом первый образец являлся продувкой и не включался в расчеты среднего, представленные в таблицах в данном сообщении. Стандартное отклонение трех других образцов, как правило, составляло менее одного процента от средней концентрации DME. В редких
случаях концентрация DME в одном из образцов могла отличаться от двух других измерений более чем на 2%. В этом случае отбирали и обрабатывали дополнительный образец.
После выполнения измерения концентрации DME в нижней жидкой фазе при равновесном давлении в системе пар-жидкость-жидкость добавляли дополнительный DME до заполнения автоклава жидкостью в полном объеме. Давление в автоклаве затем поднимали до 3437 кПа (500 фунт/кв.дюйм абс.) с помощью добавления дополнительного DME в сосуд. На данном этапе сохраняли постоянное давление при перемешивании содержимого автоклава. После интенсивного перемешивания в течение 20-30 минут мешалку выключали, и водной и богатой DME фазам в автоклаве позволяли разделиться. Затем отбирали аликвоты нижней жидкой (водной) фазы и анализировали, как описано выше. Данные растворимости также измеряли таким же образом при 6895 кПа (1000 фунт/кв.дюйм абс.) и 10342 кПа (1500 фунт/кв.дюйм абс).
После завершения анализов жидкой фазы измеряли плотность нижней жидкой фазы в денсиметре. Денсиметр был откалиброван с помощью азота и кипяченой деионизированной воды. Азотные калибровки проводили при выбранной температуре и атмосферном давлении. Ручной насос использовали для калибровки с водой для всего диапазона давлений, которые встречаются во время измерений. Плотность воды брали из уравнения состояния и базы данных, поддерживаемой Национальным институтом стандартов и технологий (NIST). Константы калибровки разрабатывали на основе измеренной частоты данных в зависимости от температуры и давления.
Серию образцов отбирали для определения количеств соли в нижней жидкой фазе при 50°С, 17% солевом растворе и равновесном составе пар-жидкость-жидкость (VLLE). Эти образцы отбирали во взвешенные флаконы и затем выпаривали досуха. Два образца нижней жидкой фазы содержали в среднем 17,0±0,1%> масс. соли.
Вторую серию образцов отбирали из верхней жидкой фазы при 30°С, 20%> солевом растворе и 10342 кПа (1500 фунт/кв.дюйм абс.) для определения присутствия измеряемого количества соли в верхней жидкой фазе. Эти образцы также отбирали во флаконы и затем выпаривали досуха. В верхней жидкой фазе не было обнаружено измеряемого количества солей.
Экспериментальная методика была подтверждена сравнением измеренной растворимости DME в пресной воде при 50°С с опубликованными экспериментальными данными. Сравнение равновесий пар-жидкость и пар-жидкость-жидкость показало, что результаты экспериментальной методики хорошо коррелируют с опубликованными экспериментальными данными. По растворимости DME в воде при 50°С в области
жидкость-жидкость не было доступных опубликованных данных, хотя экспериментальные данные равновесия в системе жидкость-жидкость коррелировали с опубликованными данными жидкость-жидкостного равновесия при более высоких температурах (100°С и 121°С). Влияние давления на растворимость DME в воде существенно не изменяется в данном температурном диапазоне (от 50 до 121°С): растворимость DME повышается от 15,4 мол.% (проинтерполированное значение) до 16,7 мол.% в диапазоне 5000-10000 кПа при 50°С, она повышается от 12,3 мол.% до 13,7 мол.% при 100°С в том же диапазоне давлений.
Измеренные экспериментально данные по растворимости DME представлены на фиг. 4-6, где концентрация соли приводится на безгазовой основе. Диметиловый эфир был сильно высолен хлоридом натрия. При 30°С растворимость DME в водной фазе уменьшается от 17,4 мол.%> в пресной воде до 3,71 мол.%> в 20%> масс, солевом растворе. Этот эффект показан на фиг. 4 при 6895 кПа (1000 фунт/кв.дюйм абс.) в области жидкость-жидкость при разных температурах. В парожидкостной области низкого давления присутствие соли повышает летучесть DME, как показано на фиг. 5.
Повышение давления увеличивает растворимость DME в пресной воде от 14,6 мол.%) до 16,8 мол.%) при 50°С (в диапазоне 3347-10342 кПа (150-1500 фунт/кв.дюйм абс.)). При повышении концентрации солевого раствора, влияние давления на растворимость становится менее выраженным, как показано на фиг. 6. Это связано с повышением плотности солевого раствора с увеличением концентрации соли.
Модель уравнения состояния CPA (Cubic-Plus-Association) была расширена для учета влияния соли на растворимость DME в водной фазе, и, в конечном счете, на его распределение между солевым раствором и нефтью в пластовых условиях. CPA доступен в Unisim Design через SPPTS 3.0 и последующие версии. Гипотетический компонент, SALT, был введен в модельную систему для учета влияния концентрации соли на растворимость DME. Параметры, описывающие взаимодействия вода-SALT и, таким образом, характеризующие солевой раствор, корректировали для данных повышения точки кипения, понижения точки замерзания и понижения точки гидратообразования для солевых растворов NaCl. Параметры, описывающие взаимодействие SALT с DME, были скорректированы к экспериментальным данным, приведенным выше. Качество прогнозов показано на фиг. 7а, 7Ь, 8а, 8Ь и 9 для всего диапазона состояний (пар-жидкость и жидкость-жидкость) и давления (до 10000 кПа).
Температурно-зависимые параметры взаимодействия (ко и к]) для использования в модели CPA-SALT были определены регрессионным анализом по данным в диапазоне температур 30-120°С. Параметры кО и kl соответствуют параметрам бинарного
взаимодействия CPA: ВСРАО и ВСРАОТ.
Модель CPA-SALT также прогнозирует плотности фазы DME-солевой раствор с достаточной степенью точности, как показано на фиг. 10-11. Среднее отклонение для всех измеренных точек данных составляло 2,5%.
Растворимость DME в солевых растворах была представлена графически в зависимости от температуры при различных концентрациях солевого раствора на фиг. 12. Модель CPA-SALT использовалась для прогнозирования растворимости DME в остальных солевых растворах при высоких температурах. Совпадение результатов моделирования и экспериментальных данных при 10%> масс, соли является превосходным.
Влияние соли на распределение DME между нефтяной и водной фазами было предсказано на основе модели CPA-SALT, вносящей ключевой вклад в оценку эффективности DME в качестве растворителя EOR. Модель прогнозировала, что коэффициент распределения DME увеличится в 4 раза от пресной воды к 20%> масс, солевому раствору NaCl. Расчеты показали, что меньшее количество DME может закачиваться в однофазной порции с высококонцентрированными солевыми растворами, поскольку эффективность DME должна повыситься за счет преимущественного распределения в нефть, усиленного присутствием соли.
Модель CPA-SALT использовали для прогнозирования влияния соли на распределение DME между нефтяной и водной фазами. Было обнаружено, что прогнозируемое распределение возрастет в 4 раза между предельными случаями пресной воды и 20%) масс, солевого раствора NaCl при 50°С (нефть моделировали как пС16). Из-за пониженной растворимости в солевом растворе меньшее количество DME может закачиваться в однофазной порции, но более высокое распределение приводит к лучшей смешиваемости DME в нефти. Прогнозируемое распределение также указывает, что DME может быть извлечен из остаточной нефти с помощью воды с низким содержанием солей для извлечения DME из остаточной нефти, в частности, в пластах, содержащих воду, имеющую относительно высокое содержание солей.
Настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения упомянутых целей и преимуществ, а также целей и преимуществ, которые являются неотъемлемыми для данного изобретения. Конкретные варианты осуществления, описанные выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение можно модифицировать и практически применять различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники, использующих преимущества изобретения, описанного в данном документе. Дополнительно к этому, на детали конструкции или дизайн, приведенные в настоящем документе, не налагается ограничений, кроме
описанных ниже в формуле изобретения. Хотя композиции и способы описаны терминами "охватывающие", "содержащие" или "включающие" различные компоненты или стадии, композиции и способа также могут "состоять главным образом из" или "состоять из" различных указанных компонентов и стадий. Всякий раз, когда описывается численный диапазон с нижним пределом и верхним пределом, любое число и любой включенный диапазон в пределах данного диапазона является конкретно раскрытым. В частности, каждый диапазон значений (в форме "от а до Ь", или равнозначно, "а-b"), описанный в настоящем документе, следует понимать как указывающий на каждое число и диапазон в более широком диапазоне значений. Всякий раз, когда описан числовой диапазон, имеющий только конкретный нижний предел, имеющий только конкретный верхний предел, или конкретный верхний предел и конкретный нижний предел, данный диапазон также включает в себя любое числовое значение "около" заданного нижнего предела и/или заданного верхнего предела. Также термины в формуле изобретения имеют свое прямое обычное значение, если иное не определено недвусмысленно и ясно патентообладателем. Более того, неопределенные артикли "а" или "an", используемые в формуле изобретения, определяются в настоящем документе как означающие один или несколько элементов, которые они вводят. Иными словами указание элемента в единственном числе также предполагает возможность использования нескольких таких элементов.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Система для добычи нефти из подземного пласта, содержащая:
первую скважину над пластом;
устройство для закачивания в пласт эфирсодержащей композиции, которая содержит простой эфир, содержащий от 2 до 6 атомов углерода;
устройство для закачивания в пласт несмешивающейся с нефтью композиции, которая имеет содержание солей не более 5% масс, и содержит воду, имеющую содержание солей не более 5% масс; и
устройство для добычи нефти из пласта,
в которой по меньшей мере одно из устройства для закачивания эфирсодержащей композиции в пласт, устройства для закачивания несмешивающейся с нефтью композиции в пласт или устройства для добычи нефти из пласта находится на первой скважине.
2. Система по п. 1, в которой эфирсодержащая композиция содержит от 5 до 100% масс, или от 10 до 95% масс, или от 25 до 90%> масс, или от 40 до 85%) масс, или по меньшей мере 50%> масс, или по меньшей мере 80%> масс, или по меньшей мере 90%> масс, или по меньшей мере 95% масс, или по меньшей мере 97%) масс, или 100% масс, диметилового эфира.
3. Система по п. 1 или п. 2, в которой несмешивающаяся с нефтью композиция содержит по меньшей мере 80%> масс, или по меньшей мере 90% масс, или по меньшей мере 95%> масс, или по меньшей мере 97%> масс, или 100%> масс, воды, имеющей содержание солей не более 5%> масс.
4. Система по п. 1 или любому из п.п. 2-3, в которой несмешивающаяся с нефтью композиция содержит воду, имеющую содержание солей не более 3%> масс, или не более 2% масс, или не более 1%> масс.
5. Система по п. 1 или любому из п.п. 2-4, дополнительно содержащая вторую скважину на расстоянии от первой скважины, в которой устройство для закачивания эфирсодержащей композиции в пласт находится на первой скважине, а устройство для добычи нефти из пласта находится на второй скважине.
6. Система по п. 5, в которой устройство для закачивания несмешивающаяся с нефтью композиции в пласт находится на первой скважине.
7. Система по п. 5, дополнительно содержащая третью скважину на расстоянии от первой скважины и на расстоянии от второй скважины, в которой устройство для закачивания эфирсодержащей композиции в пласт находится на первой скважине, а устройство для закачивания несмешивающейся с нефтью композиции в пласт находится
2.
на третьей скважине.
8. Система по п. 1 или по любому из п.п. 2-7, в которой устройство для закачивания несмешивающейся с нефтью композиции в пласт выполнено с возможностью закачивания несмешивающейся с нефтью композиции в пласт после первоначальной закачки в пласт эфирсодержащей композиции устройством для закачивания эфирсодержащей композиции в пласт.
9. Способ добычи нефти, включающий стадии, на которых:
закачивают в пласт, содержащий нефть, эфирсодержащую композицию, которая содержит простой эфир с 2-6 атомами углерода;
закачивают в пласт несмешивающуюся с нефтью композицию, которая содержит воду, имеющую содержание солей менее 5% масс; и
добывают нефть из пласта.
10. Способ по п. 9, дополнительно включающий стадии, на которых:
обеспечивают контактирование эфирсодержащей композиции с нефтью в пласте
для мобилизации нефти в пласте, при этом указанная мобилизация нефти оставляет остаточную нефть, содержащую простой эфир, в пласте; и
обеспечивают контактирование несмешивающейся с нефтью композиции с остаточной нефтью и выделение части простого эфира из остаточной нефти в несмешивающуюся с нефтью композицию.
11. Способ по п. 9 или п. 10, в котором эфирсодержащая композиция содержит от 5 до 100% масс, или от 10 до 95%> масс, или от 25 до 90% масс, или от 30 до 85%> масс, или от 40 до 80%) масс, или по меньшей мере 80%> масс, или по меньшей мере 85%> масс, или по меньшей мере 90%> масс, или по меньшей мере 95% масс, или 100%> масс, диметилового эфира.
12. Способ по п. 9 или по любому из п.п. 10-11, в котором несмешивающаяся с нефтью композиция содержит по меньшей мере 80%> масс, или по меньшей мере 90%) масс, или по меньшей мере 95% масс, или по меньшей мере 97% масс, или 100% масс, воды, имеющей содержание солей не более 5% масс.
13. Способ по п. 9 или по любому из п.п. 10-12, в котором несмешивающаяся с нефтью композиция содержит воду, имеющую содержание солей не более 3% масс, или не более 2%> масс, или не более 1%> масс.
14. Способ по п. 9 или по любому из п.п. 10-13, в котором эфирсодержащая композиция содержит один или несколько углеводородов, отличных от указанного простого эфира, углекислый газ, монооксид углерода, азот или их смеси.
15. Способ по п. 9 или по любому из п.п. 10-14, в котором эфирсодержащая
композиция содержит указанный простой эфир и воду, при этом вода в эфирсодержащей композиции имеет содержание солей по меньшей мере на 1% масс, больше, чем содержание солей в несмешивающейся с нефтью композиции.
16. Способ по п. 9 или по любому из п.п. 10-15, в котором несмешивающуюся с нефтью композицию закачивают в пласт после первоначального закачивания эфирсодержащей композиции в пласт.
Фиг. ЗС
14 -
О) CL О
го к о. с;
2 ь-О S со Q.
си о с; со
8 Ь
А80С 012QC
Q ш
.о Z
t Q
о .о
Z с;
х о
CL Z
о -
Ь го
, CPA
. прогноз \
Массовая доля NaCl (%)
Фиг. 4
I > .
180 160 140 120 100 80 60 40
...
...
...
~4-'
-11
....
/ф пресная вода /¦> ¦
;VJB 3°/o масс. NaCl If
¦Щ0% масс. NaCl >
;Д17% масс. NaCl':;-i i' | i i i (
....
0,05 0.1 0.15 0,2
xDME в водной фазе
0.25
Фиг. 5
о; О
•е-
о I ч о
о т
о m
0.1800
0.1600
0.1400
0.1200
0.1000
0.0800
0.0600
0.0400
0.0200
0.0000
<
---
- ~
.Г.
-,.
пресная • вода
500 1000 1500
Р (фунт/дюйм2абс.)
¦ 3% ........ 10% ....... 17,%.....
':Щ масс. NaCI-> .$ масс.. NaCl/"-А масс. NaCl,
2000
Фиг. 6
А80С Ф120С
Фиг. 9
0.85
0,8 ¦) L-1 1 1-1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
0 50 100 150
Р|бар|
- 0% масс. NaCl ¦ 3% масс. NaCl А Ю% масс. NaCl @ 20% масс. NaCl
Фиг. 10
0.8
Фиг. 11
2/16
Фиг. 2С
3/16
4/16
Фиг. ЗВ
5/16
Фиг. 3D
6/16
6/16
6/16
6/16
6/16
7/16
7/16
8/16
8/16
12/16
13/16
14/16
15/16
15/16
16/16